CO₂-Bilanz für Elektrizitätsunternehmen

Systemgrenzen und Vorgehen bei einer Treibhausgas-Bilanz eines Elektrizitätsunternehmens bzw. Stromversorgers

Die Grundlage zur Berechnung einer CO₂-Bilanz eines Elektrizitätswerkes ist das Greenhouse Gas Protocol (GHG-Protocol). Dieses schafft Leitlinien für die Messung von CO₂-Emissionen im öffentlichen wie im privaten Sektor. Der Corporate Standard definiert die Systemgrenzen und unterteilt diese in Scope 1, Scope 2 und Scope 3 Emissionen und misst die gesamten Treibhausgasemissionen entlang der gesamten Wertschöpfungskette.

Organisatorische Systemgrenzen

Bei der Festlegung der organisatorischen Grenzen wird zwischen dem Equity-Share-Approach (gemäss Eigenkapitalanteil) oder dem Control Approach (Tätigkeiten über finanzielle bzw. operative Kontrolle) unterschieden.

Scope 1 (direkte Emissionen)

Fossile Kraftwerke (Gas, Kohle, Öl etc.)

Biomasseanlagen (CH₄, N₂O; biogenes CO₂ wird separat ausgewiesen)

Kernkraftwerke (Dieselaggregate, SF₆-Leckagen)

Wasserkraft (Notstromaggregate, Methan aus Stauseen)

Kehrichtverbrennungsanlagen (KVAs)

Netze (SF₆-Verluste, Notstromaggregate)

Flotte (Firmenfahrzeuge)

Heizungen in eigenen Gebäuden

Scope 2 (eingekaufte Energie)

Strom- und Wärmebezug für eigene Gebäude, Anlagen, Elektroflotte

Netzverluste (Übertragungs- und Verteilnetze)

Dual-Reporting: Location-based und Market-based (Location-based ist der durchschnittliche CO₂-Fussbadruck des Strommix in einer Region oder einem Land, Market-based ist der CO₂-Fussabdruck des beschafften Stroms)

Scope 3 (indirekte Emissionen)

Besonders relevante Emissionskategorien sind:

3.1 Eingekaufte Waren und Dienstleistungen

3.2 Kapitalgüter (Kraftwerke, Netzinfrastruktur, Smart Meter)

3.3 Brennstoff- und energiebezogene Emissionen (Vorkette bzw. Förderung & Transport fossiler Energieträger, Herstellung von PV-Modulen etc.)

3.11 Nutzung verkaufter Produkte (Stromlieferung an Endkunden, Emissionen bei Verbrauch)

3.15 Investitionen (Beteiligungen an anderen Unternehmen)

Wird eine CO₂-Bilanz erstmals erhoben (Basisjahr) empfiehlt es sich bei Scope 3 Emissionen in einem ersten Schritt eine Wesentlichkeitsmatrix aufzustellen. Hierzu können Lieferanten gezielt nach Emissionsfaktoren und Ökobilanzen angefragt werden, sind diese nicht erhältlich, müssen ausgabenbasierte Emissionsfaktoren hinzugezogen werden. Letztere sind mit hohen Unsicherheiten verbunden. Eine gute Datenqualität ist wichtig und muss ein mittelfristiges Ziel sein.

Scopes mit hoher Relevanz für Elektrizitätsunternehmen

Elektrizitätsunternehmen kaufen oft grossen Mengen an Brennstoffen, geben viel für Wartung und Services aus. Zudem investieren Elektrizitätsunternehmen viel in Infrastruktur, was oft sehr materialintensiv ist. Besonders Bau- und Instandhaltungsleistungen verursachen erhebliche Emissionen. Somit zählen Scope 3.1 (eingekaufte Waren und Dienstleistungen) sowie Scope 3.2 (Kapitalgüter, Investitionen) zu wichtigen Emissionskategorien.

Beispiele für Scope 3.1

IT- & Kommunikationsdienstleistungen

Weitere Dienstleistungen

Büromaterial

Marketing und Beratung

Beispiele für Scope 3.2

Bau und Instandhaltung

Bau PV Anlage

Langfristige Investitionen in Infrastruktur

Investitionen in Netz

Ersatzinvestitionen

Scope 3.1 beinhaltet alle Güter und Dienstleistungen für den laufenden Betrieb, während Scope 3.2 Kapitalgüter bzw. Investitionen sind, die aktiviert/bilanziert werden. Diese werden vollumfänglich in dem Jahr bilanziert (Cradle-to-Gate) in dem die Investition getätigt wird (nicht diskontieren).

Spezialfälle für Elektrizitätsversorgungsunternehmen

Aufgrund der regulatorischen Anforderungen empfiehlt es sich, immer Scope 1, Scope 2 und Scope 3 Emissionen zu berücksichtigen. Die Erstellung einer Treibhausgasbilanz beinhaltet alle wesentlichen CO2-Emissionen entlang der gesamten Wertschöpfungskette.

Für die Berechnung der Scope 2 Emissionen immer location-based und market-based angeben

Branchenspezifikationen beachten: Methanemissionen aus Stauseen (Scope 1), Netzverluste und finanzielle Beteiligungen an Unternehmen sind zu berücksichtigen

Miteinbezug von Treibhausgasemissionen aus Strom- und Wärmeproduktion

Strommengen für Pumpenergie gilt als Strombezug und ist in Scope 2 zu berücksichtigen

Erfassung aller Emissionen von Gesellschaften, unabhängig von der Höhe der Beteiligungsquote

Der Verband Schweizerischer Elektrizitätswerke (VSE) berechnet und veröffentlicht jährlich Emissionsfaktoren für den Verbraucherstrommix in der Schweiz respektive location-based Emissionsfaktoren

Fazit

Die grössten Emissionstreiber für Elektrizitätsunternehmen sind nicht nur im direkten Betrieb (Scope 1 und 2), sondern insbesondere in den vorgelagerten Wertschöpfungskette zu finden (Scope 3). Diese entfallen auf die Vorketten der eingesetzten Energieträger (Scope 3.1) sowie auf die Errichtung und den Ausbau der energieintensiven Infrastruktur (Scope 3.2).

Damit bestätigt sich die zentrale Rolle von Beschaffungs- und Investitionsentscheidungen für die Klimawirkung des Unternehmens. Der weitere Ausbau erneuerbarer Energien, die Berücksichtigung emissionsarmer Materialien im Infrastrukturbau sowie eine enge Zusammenarbeit mit Lieferanten und Dienstleistern sind entscheidende Hebel zur Reduktion.

Alle Elektrizitätsunternehmen tragen mit ihren Investitionen und Energiebeschaffung massgeblich zur Erreichung von Netto-Null bei. Weltweit verursacht die Stromproduktion fast ein Drittel aller Treibhausgasemissionen.

Bilanzierungsschritte

Systemgrenzen klar definieren
Wesentlichkeitsanalyse bei Scope 3 (Scope 3.1 und 3.2 sind Schlüsselkategorien)
Datensammlung und Auswertung

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