Bereich-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 liefern.
• Marktbasierte Methode – Diese Methode berücksichtigt vertragliche Vereinbarungen, unter denen die Organisation Strom aus bestimmten Quellen, wie z. B. erneuerbaren Energien, 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 THG-Protokoll-Referenzdokument: Greenhouse Gas Inventory Guidance: Indirect Emissions from Purchased Electricity (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 werden weiterhin über Produktupdates weitere regionale und globale Emissionsfaktorbibliotheken hinzugefügt.

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 = Elektrizität × EF

Hier finden Sie eine Erklärung der Gleichung:

• Emissionen = Masse des emittierten CO2 (CO₂), Methans (CH₄) oder Distickstoffoxids (N₂O)
• Elektrizität = Strommenge, die gekauft wird
• EF = Emissionsfaktor für CO₂, CH₄ oder N₂O

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 die bevorzugte Methode, wenn die Treibhausgasemissionen auf der Grundlage der Energieinputs zugeordnet werden, die zur Herstellung der separaten Produkte Dampf und Strom verwendet werden.
• Energieinhaltsmethode – Treibhausgasemissionen werden basierend auf dem Energiegehalt der Ausgangsprodukte Dampf und Strom zugeordnet.
• Arbeitspotenzialmethode – Treibhausgasemissionen werden basierend auf dem Energiegehalt der Produkte Dampf und Strom zugeordnet.