Stand: Juli 2026
Scope 2 Emissionen entstehen aus eingekaufter Energie – und sind der Bereich der Klimabilanz, in dem eine einzige Kilowattstunde zu zwei völlig verschiedenen Zahlen führen kann. Der Grund ist die Doppelmethodik aus standortbasierter und marktbasierter Bewertung. Wer ESRS E1 erfüllen oder Reduktionsziele belegen will, muss beide Werte sauber trennen. Zusätzlich verschärft die laufende Revision des GHG Protocol die Anforderungen an die marktbasierte Methode.
Das Wichtigste in Kürze
- Scope 2 umfasst indirekte Emissionen aus eingekaufter Elektrizität, Wärme, Dampf und Kälte (GHG Protocol Scope 2 Guidance, 2015).
- Die standortbasierte Methode nutzt den durchschnittlichen Netz-Emissionsfaktor; die marktbasierte Methode nutzt vertragliche Instrumente wie Herkunftsnachweise, PPA oder Ökostromtarife.
- ESRS E1 verlangt beide Werte: Scope 2 ist standort- und marktbasiert anzugeben (Delegierte Verordnung (EU) 2023/2772).
- Die GHG-Protocol-Revision schlägt für die marktbasierte Methode stündliches Matching, eine Deliverability-Anforderung und die Kennzahl „Marginal Emissions Impact" vor.
- Die erste Konsultation lief von Oktober 2025 bis 31. Januar 2026 (über 400 Rückmeldungen); der finale Standard wird für Ende 2027 erwartet.
Was sind Scope-2-Emissionen?
Scope-2-Emissionen sind die indirekten Treibhausgasemissionen aus der Erzeugung von eingekaufter und selbst verbrauchter Energie – konkret Strom, Wärme, Dampf und Kälte. Sie entstehen physisch nicht im Unternehmen, sondern beim Energieversorger, werden aber dem verbrauchenden Unternehmen zugerechnet. Damit sind sie der Hebel, über den fast jede Organisation ihre Bilanz direkt über die Strombeschaffung beeinflussen kann.
Scope 2 (GHG Protocol): Indirekte Emissionen aus zugekaufter Energie (Strom, Wärme, Dampf, Kälte), die außerhalb der Unternehmensgrenzen erzeugt, aber innerhalb verbraucht wird. Verankert in der GHG Protocol Scope 2 Guidance (2015) und in ESRS E1 (Datenpunkt E1-6).
Abzugrenzen ist Scope 2 von Scope 1 (direkte Emissionen aus eigenen Anlagen und Fahrzeugen) und Scope 3 (alle übrigen indirekten Emissionen der Wertschöpfungskette). In einer vollständigen Unternehmens-Klimabilanz (Corporate Carbon Footprint) werden alle drei Scopes erfasst; Scope 2 ist dabei meist der am schnellsten reduzierbare Teil.
Standortbasiert vs. marktbasiert: Wo liegt der Unterschied?
Der Unterschied liegt im Emissionsfaktor: Die standortbasierte Methode rechnet den Stromverbrauch mit dem durchschnittlichen Emissionsfaktor des lokalen Netzes, die marktbasierte Methode mit dem Faktor der tatsächlich beschafften Verträge. Dieselbe Kilowattstunde erhält so zwei Werte – einen für die physische Netzrealität, einen für die Beschaffungsentscheidung.
Grundlage
Durchschnittlicher Emissionsfaktor des Stromnetzes, beispielsweise
der regionale oder nationale Netzmix.
Aussage
Zeigt die physische Emissionsrealität am Standort – unabhängig
davon, welchen Stromvertrag das Unternehmen abgeschlossen hat.
Berechnungslogik
Stromverbrauch in kWh × Netzemissionsfaktor
Beeinflussbar insbesondere durch Verbrauchsreduktion,
Standortwahl und Dekarbonisierung des Stromnetzes.
Grundlage
Vertragliche Instrumente wie Herkunftsnachweise, Power Purchase
Agreements, Ökostromtarife, lieferantenspezifische Faktoren oder
der Residualmix.
Aussage
Zeigt die Emissionswirkung der eigenen Beschaffungsentscheidungen
und der vertraglich zugeordneten Stromattribute.
Berechnungslogik
Stromverbrauch in kWh × vertraglicher Emissionsfaktor
Beeinflussbar insbesondere durch Grünstromverträge, PPA,
Herkunftsnachweise und andere qualifizierte Beschaffungsinstrumente.
→
Für ESRS E1 und eine vollständige Scope-2-Berichterstattung sind beide
Werte getrennt offenzulegen. Sie beantworten unterschiedliche Fragen
und sollten daher nicht miteinander vermischt werden.
Quelle: GHG Protocol Scope 2 Guidance (2015);
Delegierte Verordnung (EU) 2023/2772, ESRS E1.
Darstellung: Five Glaciers Consulting.
KriteriumStandortbasiertMarktbasiertEmissionsfaktorDurchschnitt des Stromnetzes (Netzmix)Vertragliche Instrumente, sonst ResidualmixBeantwortet„Wie sauber ist das Netz vor Ort?"„Was bewirkt meine Beschaffung?"HebelVerbrauch senken, StandortwahlGrünstrom, PPA, HerkunftsnachweiseGrünstromtarif sichtbar?NeinJaESRS-E1-AngabePflichtPflicht
Welche Methode verlangt die Regulierung?
Die Regulierung verlangt in der Regel beide Methoden parallel. ESRS E1 im Rahmen der CSRD schreibt vor, dass Unternehmen ihre Brutto-Scope-2-Emissionen sowohl standortbasiert als auch marktbasiert offenlegen (Delegierte Verordnung (EU) 2023/2772, Datenpunkt E1-6). Auch CDP, RE100 und die SBTi bauen auf dieser dualen Logik auf – die marktbasierte Angabe ist dort die Grundlage für die Anrechnung von Grünstrom.
Praktisch heißt das: Eine reine standortbasierte Bilanz erfüllt die CSRD nicht, und eine reine marktbasierte Bilanz verschleiert die physische Netzrealität. Beide Werte gehören in den Bericht, sauber gekennzeichnet. Wer die CSRD-Berichterstattung vorbereitet, sollte die duale Scope-2-Angabe früh in der Datenerhebung anlegen, statt sie am Ende zu rekonstruieren.
Wie berechnet man Scope 2?
Scope 2 wird berechnet, indem der Energieverbrauch je Energieart mit dem passenden Emissionsfaktor multipliziert wird – einmal mit dem Netzfaktor (standortbasiert) und einmal mit dem Vertragsfaktor (marktbasiert). Der Aufwand steckt weniger in der Formel als in der Datenqualität und der korrekten Faktor-Hierarchie.
In fünf Schritten
- Verbrauchsdaten erfassen: Strom, Wärme, Dampf, Kälte je Standort in kWh, möglichst aus Abrechnungen statt Schätzungen.
- Standortbasiert rechnen: Verbrauch × durchschnittlicher Netz-Emissionsfaktor der jeweiligen Region.
- Vertragliche Instrumente sichten: Herkunftsnachweise, PPA, Ökostromtarife, lieferantenspezifische Faktoren erfassen.
- Marktbasiert rechnen: Verbrauch × Vertragsfaktor; für nicht vertraglich gedeckte Mengen den Residualmix ansetzen.
- Beide Werte dokumentieren: getrennt ausweisen, Datenquellen und Qualitätskriterien festhalten (auditierbar).
Für die marktbasierte Methode gibt das GHG Protocol eine Rangfolge der Emissionsfaktoren vor: zuerst energieträgerspezifische Verträge und Zertifikate (Herkunftsnachweise, PPA), dann lieferantenspezifische Faktoren, dann der Residualmix und – wenn nichts davon vorliegt – ersatzweise der Netzdurchschnitt. Nur Instrumente, die die Quality Criteria erfüllen (u. a. Einmaligkeit und geografische Zuordnung), dürfen angerechnet werden.
GHG-Protocol-Scope-2-Revision: Was ändert sich?
Die Revision zielt vor allem auf die marktbasierte Methode und macht deren Anforderungen strenger. Die Technische Arbeitsgruppe des GHG Protocol hat drei zentrale Vorschläge vorgelegt: eine Anforderung zum stündlichen Matching, eine Deliverability-Anforderung (geografische Zuordnung von Erzeugung und Verbrauch) sowie eine neue ergänzende Kennzahl namens „Marginal Emissions Impact".
2015
Scope 2 Guidance
Einführung der dualen Bilanzierung mit standort- und
marktbasiertem Wert.
Oktober 2025 bis Januar 2026
Erste Konsultation
Mehr als 400 Rückmeldungen zur Weiterentwicklung der
marktbasierten Methode.
Zweite Jahreshälfte 2026
Zweite Konsultation erwartet
Weitere Konkretisierung der Methodik und der neuen
Qualitätsanforderungen.
Ende 2027
Finaler Scope-2-Standard
Geplanter Übergang von einer Guidance zu einem verbindlicheren
Standardrahmen.
Stündliches Matching
Erzeugung und Stromverbrauch sollen zeitlich enger, perspektivisch
stündlich, aufeinander abgestimmt werden.
Deliverability
Stromattribute sollen geografisch nachvollziehbar zum Verbrauchsort
lieferbar beziehungsweise marktnah sein.
Marginal Emissions Impact
Eine zusätzliche Kennzahl soll die tatsächliche Emissionswirkung
von Beschaffungsentscheidungen sichtbarer machen.
Die genannten Inhalte sind Vorschläge aus dem laufenden
Revisionsprozess. Bis zur Veröffentlichung des finalen Standards
gelten weiterhin die bestehenden Regeln der Scope 2 Guidance von 2015.
Quelle: GHG Protocol, Scope 2 Revision Process 2025/2026.
Darstellung: Five Glaciers Consulting.
Die duale Methodik bleibt erhalten, doch die Messlatte für eine glaubwürdige marktbasierte Angabe steigt: Grünstrom soll künftig stärker zeitlich (stündlich) und räumlich (Netzregion) zum Verbrauch passen. Die erste öffentliche Konsultation lief von Oktober 2025 bis zum 31. Januar 2026 und brachte über 400 Rückmeldungen. Eine zweite Konsultation ist für die zweite Jahreshälfte 2026 angekündigt; der finale, überarbeitete Scope-2-Standard wird für Ende 2027 erwartet – erklärtes Ziel ist ein verbindlicher Standard statt einer bloßen Guidance. Zur Einordnung siehe auch unsere Analyse zur Kooperation von ISO und GHG Protocol.
Was bedeutet das für Unternehmen?
Für Unternehmen heißt das vor allem: Die marktbasierte Bilanz wird datenintensiver. Wer heute Grünstrom über Jahreszertifikate anrechnet, sollte prüfen, wie belastbar diese Anrechnung unter strengeren zeitlichen und räumlichen Kriterien bleibt. Der richtige Zeitpunkt, die eigene Strombeschaffung und die Datenerfassung darauf auszurichten, ist vor dem finalen Standard – nicht danach.
Zugleich lohnt der Blick auf die marginalen Emissionsfaktoren: Sie zeigen, welche Emissionen eine zusätzliche oder eingesparte Kilowattstunde tatsächlich auslöst, und sind für die Wirkungsmessung von Maßnahmen oft aussagekräftiger als Durchschnittswerte. Für die wissenschaftsbasierte Klimazielsetzung ist die saubere Trennung von standort- und marktbasierten Werten ohnehin Voraussetzung – wie sich die Berechnung von Scope-2-Zielen zuletzt verändert hat, zeigt unser SBTi-Update von April 2026.
Unsere Einschätzung
Die folgende Bewertung gibt die Einschätzung von Five Glaciers Consulting wieder.
Aus unserer Projektpraxis ist der häufigste Fehler nicht die Formel, sondern die Datenbasis: fehlende Herkunftsnachweise, Jahresverbräuche ohne zeitliche Auflösung und Grünstromtarife, deren Zertifikate nie geprüft wurden. Genau diese Lücken werden mit der Revision teurer, weil stündliches Matching ohne Lastgangdaten schlicht nicht darstellbar ist.
Wir raten dazu, die duale Scope-2-Bilanz jetzt auditierbar aufzusetzen und die Strombeschaffung parallel zu prüfen – nicht, um jeder Konsultationsfassung hinterherzulaufen, sondern um bei Inkrafttreten belastbare Daten zu haben. Reporting ist dabei kein Selbstzweck: Die Trennung von Durchschnitts- und Marginalbetrachtung verbessert vor allem die Investitionsentscheidung, welche Maßnahme real CO₂ spart.
Fazit
Scope 2 ist der Teil der Klimabilanz, in dem Methodenwahl und Datenqualität den größten Unterschied machen. Die duale Angabe ist keine Kür, sondern ESRS-E1-Pflicht – und die GHG-Protocol-Revision wird die marktbasierte Methode bis Ende 2027 spürbar verschärfen. Sinnvoll ist jetzt, die standort- und marktbasierte Bilanz auditierbar zu trennen, Herkunftsnachweise und Verträge zu prüfen und die Datenerfassung auf feinere zeitliche Auflösung vorzubereiten. So bleibt die Bilanz belastbar, bevor der neue Standard greift.
Scope 2 sauber bilanzieren – standort- und marktbasiert, ESRS-E1-konform
Über den Autor
Dr. Merlin C. Köhnke berät Unternehmen bei Five Glaciers Consulting zu Klimabilanzierung (CCF/PCF), Scope-2-Methodik und Datenqualität in der ESG-Berichterstattung.
Kontakt: merlin.koehnke@fiveglaciers.com
01
Was ist der Unterschied zwischen standortbasierten und marktbasierten Scope-2-Emissionen?
Der Unterschied liegt im verwendeten Emissionsfaktor. Die
standortbasierte Methode nutzt den durchschnittlichen
Emissionsfaktor des Stromnetzes und bildet damit die physische
Stromversorgung am Standort ab. Die
marktbasierte Methode berücksichtigt dagegen
vertragliche Instrumente wie Herkunftsnachweise, Power Purchase
Agreements oder Ökostromtarife und zeigt die Wirkung der eigenen
Energiebeschaffung. Nach ESRS E1 sind beide Werte anzugeben.
02
Muss Scope 2 nach ESRS E1 doppelt angegeben werden?
Ja. ESRS E1 verlangt die Offenlegung der
Brutto-Scope-2-Emissionen sowohl standortbasiert als auch
marktbasiert. Eine ausschließlich standortbasierte oder
ausschließlich marktbasierte Angabe erfüllt die Anforderung nicht.
Beide Werte sollten getrennt, eindeutig bezeichnet und methodisch
nachvollziehbar im Nachhaltigkeitsbericht dargestellt werden.
03
Welche Emissionsfaktoren gelten für die marktbasierte Methode?
Das GHG Protocol sieht eine Hierarchie vor. Vorrangig sind
energieträgerspezifische Verträge und Zertifikate,
etwa Herkunftsnachweise oder Power Purchase Agreements. Danach
folgen lieferantenspezifische Emissionsfaktoren, anschließend der
Residualmix und erst ersatzweise der durchschnittliche
Netzemissionsfaktor. Angerechnet werden dürfen nur Instrumente,
die die Quality Criteria erfüllen, insbesondere hinsichtlich
Einmaligkeit, zeitlicher Gültigkeit und geografischer Zuordnung.
04
Was ändert die GHG-Protocol-Revision an der marktbasierten Methode?
Diskutiert werden insbesondere drei Änderungen: ein
stündliches Matching von Stromerzeugung und
-verbrauch, eine strengere Deliverability-Anforderung
für die geografische Zuordnung sowie die zusätzliche Kennzahl
„Marginal Emissions Impact“. Die duale Methodik
soll grundsätzlich bestehen bleiben, die Anforderungen an eine
belastbare und glaubwürdige Grünstrom-Anrechnung würden jedoch
deutlich steigen. Der finale Standard wird derzeit für Ende 2027
erwartet.
05
Was ist der Unterschied zwischen durchschnittlichen und marginalen Emissionsfaktoren?
Durchschnittliche Emissionsfaktoren beschreiben
den mittleren Emissionsgehalt des gesamten Strommixes eines Netzes.
Marginale Emissionsfaktoren zeigen dagegen, welche
Emissionen durch eine zusätzliche oder eingesparte Kilowattstunde
tatsächlich ausgelöst beziehungsweise vermieden werden – also
welches Kraftwerk am Rand zu- oder abgeschaltet wird. Für die
Bilanzierung werden weiterhin überwiegend Durchschnittswerte
verwendet; für die Wirkungsbewertung einzelner Maßnahmen können
marginale Faktoren jedoch aussagekräftiger sein.
06
Zählen Herkunftsnachweise für die marktbasierte Scope-2-Bilanz?
Ja, sofern die Herkunftsnachweise die
Quality Criteria des GHG Protocol erfüllen. Sie
müssen unter anderem eindeutig entwertet werden, dürfen nicht
doppelt angerechnet sein und müssen dem relevanten Strommarkt
zugeordnet werden können. Mit der laufenden Revision gewinnen
zusätzlich zeitliche und räumliche Nähe an Bedeutung. Rein
jahresbasierte Zertifikate ohne stündliche Zuordnung könnten daher
künftig an Aussagekraft verlieren.
07
Was bedeutet stündliches Matching oder 24/7 Carbon-Free Energy für meine Bilanz?
Stündliches Matching bedeutet, dass der Bezug erneuerbarer Energie
nicht mehr nur über das Gesamtjahr, sondern
Stunde für Stunde mit dem tatsächlichen Verbrauch
abgeglichen wird. Für Unternehmen heißt das: Ohne Lastgangdaten und
Erzeugungsdaten in stündlicher Auflösung lässt sich eine strengere
marktbasierte Angabe künftig nur schwer belegen. Unternehmen sollten
deshalb frühzeitig prüfen, ob Messsysteme, Energiedaten und
Lieferanteninformationen die erforderliche Granularität liefern.
Quellen
- GHG Protocol: Scope 2 Guidance (2015). ghgprotocol.org/scope-2-guidance (Stand: Juli 2026).
- GHG Protocol: Scope 2 Standard advances – ISB approves consultation on market- and location-based revisions (2025/26). ghgprotocol.org (Stand: Juli 2026).
- GHG Protocol: Public Consultation – Scope 2 (Oktober 2025). Konsultationsdokument (PDF) (Stand: Juli 2026).
- Europäische Kommission: Delegierte Verordnung (EU) 2023/2772 (ESRS, inkl. E1). eur-lex.europa.eu (Stand: Juli 2026).
