Scope 2-Emissionen
Bereich-2-Emissionen sind indirekte Emissionen aus der Energieerzeugung, die von einem Versorgungsunternehmen bezogen wird. Diese Treibhausgasemissionen werden durch den Verbrauch von zugekauftem Strom, Dampf, Wärme und Kälte in die Atmosphäre freigesetzt. Bereich 2 ist weltweit eine der größten Quellen für Treibhausgasemissionen. Die Erzeugung von Strom und Wärme macht mittlerweile mindestens ein Drittel der weltweiten Treibhausgasemissionen aus.
Die Methoden für die Berechnung und Berichterstellung von Scope-2-Emissionen haben einen entscheidenden Einfluss darauf, wie Ihr Unternehmen seine Leistung bewertet und zu Minderungsmaßnahmen anregt. Für die Berechnung von Scope-2-Emissionen ist Microsoft Sustainability Manager auf die Prinzipien und Methoden ausgerichtet, die im Treibhausgas (GHG) Protocol definiert sind. Das THG.Protokoll empfiehlt, Aktivitätsdaten (Megawattstunden Stromverbrauch) mit quellenspezifischen und lieferantenspezifischen Emissionsfaktoren zu multiplizieren, um die Gesamtauswirkung der Treibhausgasemissionen aus dem Stromverbrauch zu bestimmen. Das THG-Protokoll betont auch die Rolle von Ökostromprogrammen bei der Reduzierung von Emissionen aus dem Stromverbrauch. Es empfiehlt Unternehmen, Statistiken wie lokale oder nationale/regionale Netzemissionsfaktoren zu verwenden, wenn diese anderen Formen von Informationen über die Stromversorgung nicht verfügbar sind.
Es gibt zwei Methoden zur Berechnung der Emissionen aus eingekaufter Energie:
- Standortbasierte Methode – Diese Methode berücksichtigt durchschnittliche Emissionsfaktoren der Stromnetze, die Strom bereitstellen.
- Marktbasierte Methode – Diese Methode berücksichtigt vertragliche Vereinbarungen, unter denen das Unternehmen Strom aus bestimmten Quellen, beispielsweise erneuerbarer Energie, bezieht.
Berechnung von Bereich-2-Emissionen
Sowohl bei der standortbasierten Methode als auch bei der marktbasierten Methode werden die Emissionen berechnet, indem der eingekaufte Strom mit entsprechenden Emissionsfaktoren multipliziert wird. Obwohl dieser Abschnitt die Schritte zur Berechnung der Emissionen aus dem Verbrauch von zugekaufter Elektrizität beschreibt, gelten die Informationen auch für Dampf, Wärme und Kälte.
Das Referenzdokument des GHG-Protokolls:Leitfaden zur Bestandsaufnahme von Treibhausgasen: Indirekte Emissionen aus gekauftem Strom (EPA.gov)
Schritt 1: Bestimmen Sie die gekaufte Strommenge
Die zugekaufte Strommenge stellt die Aktivitätsdaten dar, die zur Quantifizierung der Bereich-2-Emissionen benötigt werden. Stromrechnungen oder andere Kaufunterlagen können verwendet werden, um die gekaufte Strommenge zu bestimmen. Die Daten aus diesen Quellen werden als eine bessere Art von Aktivitätsdaten betrachtet als Submetering-Daten aus der Einrichtung, da diese Daten möglicherweise unvollständig sind. Wenn für einige Einrichtungen oder Vorgänge keine Kaufdaten verfügbar sind, sollte der Vollständigkeit halber eine Schätzung vorgenommen werden.
Bei der Erzeugung an einem Standort, der Ihrer Organisation gehört, sind die Emissionen aus dem System direkte Scope-1-Emissionen. Wenn die Erzeugung am Standort nicht Ihrer Organisation gehört, sollte der vor Ort verbrauchte Strom als zugekaufte Erzeugung in Scope 2 behandelt werden.
Schritt 2: Bestimmen Sie die Emissionsfaktoren
Zur Berechnung der Emissionen, die auf Strom-, Dampf-, Wärme- und Kälteeinkäufe zurückzuführen sind, werden Emissionsfaktoren benötigt.
Die standortbasierte Methode berücksichtigt durchschnittliche Emissionsfaktoren der Stromnetze, die Strom liefern. Folgende Arten von ortsbezogenen Emissionsfaktoren sind verfügbar:
- Direct line-Emissionsfaktor
- Regionaler Emissionsfaktor
- Nationaler Emissionsfaktor
Die marktbasierte Methode berücksichtigt vertragliche Vereinbarungen, unter denen die Organisation Strom aus bestimmten Quellen, wie z. B. fossile und erneuerbare Energien oder andere Generierungseinrichtungen, bezieht. Folgende Arten von marktbezogenen Emissionsfaktoren sind verfügbar:
- Zertifikate für Energieattribute
- Verträge
- Lieferantenspezifischer Emissionsfaktor
- Restmischungsfaktor
- Regionaler Emissionsfaktor
- Nationaler Emissionsfaktor
Wenn Sie die Demonstrationsdaten von Contoso betrachten, werden für Berechnungsmethoden und Emissionsfaktoren in Microsoft Sustainability Manager für Scope 2 standardmäßig fiktive Faktoren verwendet. Emissionsfaktoren finden Sie unter Faktorbibliotheken im linken Navigationsbereich unter Berechnungen. Im Microsoft Sustainability Manager werden Emissionsfaktoren in Faktorbibliotheken gespeichert. Faktorbibliotheken sind Gruppen verwandter Emissionsfaktoren. Diese Emissionsfaktoren haben oft dieselbe Quelle. Zum Beispiel wird EPA-Faktoren-Hub in einer Faktorbibliothek gespeichert. Emissionsfaktoren werden auch Referenzdaten für Berechnungen in derselben Bibliothek zugeordnet. Microsoft Sustainability Manager fügt über Produktaktualisierungen weiterhin weitere regionale und globale Emissionsfaktor-Bibliotheken hinzu.
Wenn Sie sowohl standort- als auch marktbasierte Scope 2-Emissionen berechnen, müssen Sie für beide eine Faktorenbibliothek erstellen und verwenden. Ihre standortbasierte Emissionsfaktoren-Bibliothek sollte die Rasterfaktoren für alle Ihre Einrichtungen enthalten. Ihre marktbasierte Faktorbibliothek sollte die spezifischen Emissionsfaktoren für alle Zertifikate, Verträge oder lieferantenspezifischen Emissionen enthalten, über die Sie verfügen. Sie sollte den regionalen oder nationalen Rasterfaktor für alle Einrichtungen enthalten, für die Sie keine spezifischeren Faktoren haben.
Schritt 3: Emissionen berechnen
Die folgende Gleichung wird zur Berechnung der Emissionen verwendet:
Emissionen = Strom × EF
Hier finden Sie eine Erklärung der Gleichung:
- Emissionen = Masse an Kohlendioxid (CO2), Methan (CH4) oder Distickstoffoxid (N2O), die ausgestoßen wird
- Strom = Menge des eingekauften Stroms
- EF = CO2, CH4 oder N2O Emissionsfaktor
Um Emissionen in CO2-Äquivalenten (CO2e) zu berechnen, multiplizieren Sie die Emissionen von CH4 und N2O mit dem entsprechenden Potenzial der globalen Erwärmung (GWP). Das GWP für CH4 ist 25 und das GWP für N2O ist 298. Diese Werte wurden Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC), Fourth Assessment Report (AR4), 2007 entnommen. Das Gesamt-CO2e-Emissionen werden als Summe der CO2-Emissionen aus CH4 und N2O und CO2 Emissionen berechnet.
Aktivitätsdateneinheiten
Die Maßeinheiten für Aktivitätsdaten in Stromrechnungen oder anderen Einkaufsdatensätzen können variieren. Für Strom, Wärme und Kälte werden Aktivitätsdaten typischerweise in Energieeinheiten gemeldet. Für Strom werden meist Kilowattstunden (kWh) oder Megawattstunden (MWh) verwendet. Wärme und Kälte können in verschiedenen Energieeinheiten ausgewiesen werden. Eine gängige Maßeinheit für die Kühlung ist die Tonnenstunde. Eine Tonnenstunde entspricht 12.000 British Thermal Units (BTU). Dampf kann entweder in Energieeinheiten oder in Masseneinheiten angegeben werden. Wenn nur Kosteninformationen verfügbar sind, empfehlen wir Ihnen, sich an den Lieferanten zu wenden, um Daten für Energieeinheiten bereitzustellen.
Emissionen für Kraft-Wärme-Kopplung
Die Emissionen eines Blockheizkraftwerks richten sich nach der Art des eingesetzten Brennstoffs. Die Emission ist jedem Energiestrom anteilig zuzuordnen. Die folgenden drei Methoden werden am häufigsten verwendet, um die Emissionen eines Blockheizkraftwerks zuzuordnen:
- Effizienzmethode – Diese Methode ist zu bevorzugen, wenn die Zuteilung von Treibhausgasemissionen auf der Grundlage des Energieeinsatzes erfolgt, der zur Erzeugung der einzelnen Dampf- und Stromprodukte eingesetzt wird.
- Energiegehaltsmethode – Die Treibhausgasemissionen werden auf Grundlage des Energiegehalts der erzeugten Dampf- und Stromprodukte zugeteilt.
- Arbeitspotenzialmethode – Die Treibhausgasemissionen werden auf Grundlage des Energiegehalts der Dampf- und Stromprodukte zugeteilt.
