Scope-2-Emissionen

Scope-2-Emissionen entstehen nicht im eigenen Betrieb, sondern bei der Erzeugung von Energie, die ein Unternehmen von aussen bezieht – vor allem Strom und Fernwarme. Obwohl die Verbrennung woanders stattfindet, tragt der Abnehmer die Bilanzverantwortung. Fur energieintensive Mittelstandler im DACH-Maschinenbau sind sie oft die grosste steuerbare Emissionsquelle.

Detaillierte Erklarung

Das GHG Protocol definiert Scope 2 als indirekte Treibhausgasemissionen aus der Erzeugung zugekaufter oder anderweitig beschaffter Energie – Strom, Dampf, Warme oder Kalte. "Zugekauft" bedeutet: Die Energie wurde ausserhalb der Organisationsgrenzen produziert und in den Betrieb eingespeist. Im Unterschied zu [[scope-1-emissionen]] (direkte Verbrennung vor Ort) und [[scope-3-emissionen]] (gesamte Wertschopfungskette) ist Scope 2 methodisch am engsten gefasst.

Zwei Berechnungsmethoden: location-based vs. market-based

Das GHG Protocol Scope 2 Guidance (2015) schreibt vor, dass Unternehmen beide Methoden parallel ausweisen mussen:

• Location-based: Die Emissionen werden anhand des durchschnittlichen Emissionsfaktors des Stromnetzes berechnet, in das die Verbrauchsanlage eingespeist ist. In Deutschland lag der Emissionsfaktor des Stromnetzes 2024 bei ca. 0,380 kg CO2e/kWh (Umweltbundesamt, Strommix-Vergleichswert fur Verbraucher). Dieser Wert spiegelt den tatsachlichen Mix aus Kohle, Gas, Kernkraft und Erneuerbaren im Netz wider.

• Market-based: Die Emissionen werden anhand vertraglicher Instrumente berechnet – Herkunftsnachweise (Guarantees of Origin, GoO), Power Purchase Agreements (PPAs) oder Lieferantenspezifische Emissionsfaktoren. Bezieht ein Unternehmen zertifizierten Grunostrom, darf es den Emissionsfaktor 0 kg CO2e/kWh ansetzen – sofern die GoO den Anforderungen des GHG Protocol genugen (additionality, geographic matching, temporal matching).

Diese Unterscheidung ist fur den Einkauf erheblich: Ein Unternehmen, das 10 GWh/Jahr verbraucht und auf Grunostrom-Zertifikate umstellt, reduziert seine market-based Scope-2-Emissionen auf null – wahrend der location-based Wert unverandert bleibt. CSRD / ESRS E1-6 verlangt die Offenlegung beider Werte, um "Greenwashing durch Zertifikatskauf" sichtbar zu machen.

Fernwarme und Dampfbezug

Neben Strom zahlen zugekaufter Dampf (z. B. aus einem Industriepark-Heizkraftwerk), Fernwarme und zugekaufte Kalte zu Scope 2. Die Emissionsfaktoren fur Fernwarme variieren stark nach Erzeugungsmix des Versorgers und sind oft weniger transparent als Stromfaktoren. CSRD-Prufer akzeptieren in der Regel Versorger-spezifische Faktoren; fehlen diese, sind nationale Durchschnittswerte zu verwenden und als Unsicherheit auszuweisen.

Relevanz fur CSRD / ESRS E1

Unter CSRD sind Scope-2-Emissionen Teil der klimabezogenen Berichterstattung nach ESRS E1 (Klimawandel). ESRS E1-6 fordert die Trennung in location-based und market-based sowie die Offenlegung der verwendeten Emissionsfaktoren und ihrer Quellen. Fur die externe Limited Assurance mussen Belege fur GoO-Zertifikate oder PPA-Vertrage vorgelegt werden.

EU-ETS und Zusammenhang mit CBAM

Strom selbst unterliegt dem EU-Emissionshandelssystem (EU-ETS) auf Erzeugerseite – Kraftwerksbetreiber mussen Zertifikate halten. Fur den Abnehmer entsteht keine direkte ETS-Pflicht uber Scope 2. Beim [[carbon-border-adjustment-mechanism]] (CBAM) hingegen werden die "eingebetteten Emissionen" importierter Waren auf Basis der Produktionsemissionen am Herstellungsort berechnet – dort zahlen die Scope-1-Emissionen der Anlage, nicht Scope 2 des Abnehmers. Dennoch sind Scope-2-Emissionen fur Lieferanten relevant, die selbst CSRD-pflichtig werden.

Emissionsfaktoren in der DACH-Region (2025)

• Deutschland Strommix (location-based): ca. 0,380 kg CO2e/kWh
• Osterreich Strommix: ca. 0,085 kg CO2e/kWh (Wasserkraftanteil hoch)
• Schweiz Strommix: ca. 0,035 kg CO2e/kWh (Nuklear + Wasserkraft dominant)
• Market-based (GoO-zertifizierter Grunostrom): 0 kg CO2e/kWh (sofern GHG-Protocol-konform)

Diese Unterschiede sind fur Standortentscheidungen und die Bewertung von Lieferanten mit mehreren Werken in verschiedenen Landern erheblich.

Praxisbeispiel (konkretes Einkaufsszenario)

Ein mittelstandisches Frasbearbeitungsunternehmen in Baden-Wurttemberg verbraucht 3,2 GWh Strom pro Jahr. Bisher wurde der location-based Faktor des deutschen Strommixes verwendet: 3.200.000 kWh x 0,380 kg = 1.216 t CO2e Scope 2.

Der Einkaufsleiter verhandelt fur 2025 einen PPA mit einem regionalen Windpark (Laufzeit 5 Jahre, fester Preis, GoO-Zertifikate mit Herkunftsnachweis Windkraft Deutschland). Nach Wechsel: market-based Scope-2-Emissionen = 0 t CO2e. Location-based bleibt bei 1.216 t CO2e – wird aber separat berichtet.

Das Ergebnis: Im Scope-2-Teil des Nachhaltigkeitsberichts sinkt der marktseitige Wert auf null, was fur den Grosskunden (CSRD-pflichtig, berichtet [[scope-3-emissionen]] Kategorie 1) direkt den Emissionsbeitrag des Zulieferers senkt. Der PPA kostet 0,4 ct/kWh Aufpreis gegenuber dem Spotmarkt, amortisiert sich aber durch den Wettbewerbsvorteil bei der Lieferantenqualifikation.

Typische Fehler & Verhandlungskontext

Fehler 1: Nur location-based ausweisen. Unternehmen, die Grunostrom kaufen, berichten oft nur den market-based Wert (null) – ohne den location-based Wert zu nennen. ESRS E1-6 und GHG Protocol verlangen beide Werte. Fehlt der location-based Wert, ist der Bericht unvollstandig.

Fehler 2: GoO-Qualitat nicht prufen. Nicht alle Herkunftsnachweise sind GHG-Protocol-konform. Das GHG Protocol verlangt fur einen Null-Faktor: (a) der Nachweis muss zeitlich zum Verbrauch passen (monatliche oder jahrliche Entsprechung), (b) geographische Ubereinstimmung (gleiches Stromnetz oder Marktgebiet), (c) der Nachweis darf nicht doppelt verkauft worden sein. Preis-GoOs aus Norwegen fur deutschen Verbrauch sind kritisch – die physische Ubertragung uber das Netz ist fraglich.

Fehler 3: Fernwarme vergessen. Viele Unternehmen bilanzieren Scope 2 nur fur Strom und ubersehen Dampf- oder Warmebezug aus externen Quellen – besonders in Industriepark-Strukturen.

Fehler 4: Emissionsfaktor des Vorjahres verwenden. Der Strommix-Emissionsfaktor andert sich jahrlich. Das Umweltbundesamt veroffentlicht aktualisierte Werte typischerweise im Marz des Folgejahres. Ein Bericht fur 2024 sollte den 2024er Faktor verwenden, nicht den Vorjahreswert.

Verhandlungskontext: Lieferanten, die Strom aus kohlelastigem Mix beziehen (insbesondere Osteuropa, Polen), haben strukturell hohere market-based Scope-2-Werte. Das macht ihre Bauteile unter CBAM und im Rahmen von Scope-3-Berichten des Abnehmers "emissionsintensiver". Einkaufer konnen als Verhandlungshebel den Wechsel zu GoO-zertifiziertem Strom fordern – oft ohne nennenswerte Kostenimplikation fur den Lieferanten, wenn der lokale Grunostrommarkt liquide ist.

Verwandte Begriffe

• [[scope-1-emissionen]] – Direkte Emissionen aus eigenen Anlagen
• [[scope-3-emissionen]] – Emissionen in der vor- und nachgelagerten Wertschopfungskette
• [[co2-fussabdruck]] – Unternehmens-Gesamtbilanz uber alle drei Scopes
• [[co2e]] – CO2-Aquivalente als gemeinsame Berechnungseinheit
• [[carbon-border-adjustment-mechanism]] – EU-Grenzausgleichsmechanismus
• [[nachhaltiger-einkauf]] – Strategische Einbettung von Emissionszielen im Einkauf