🌍 CO₂-Berichterstattung – Treibhausgasbilanz und Reduktionsplan Live-Modell
Sie leiten die CO₂-Bilanzierung eines allgemeinen Herstellers. Jeden Monat rechnet das Modell Brennstoffe, Strom und Einkauf mit veröffentlichten Emissionsfaktoren in Tonnen CO₂-Äquivalent um, ordnet sie wie das GHG Protocol den Scopes 1, 2 und 3 zu, verfolgt, wie vollständig und wie unsicher die Daten sind, und vergleicht die gleitenden zwölf Monate mit einem Reduktionspfad von 4,2 % pro Jahr ab dem Basisjahr. Sie entscheiden über Messung, Lieferanteneinbindung, Zertifikate für erneuerbaren Strom, CO₂-Gutschriften und vier Minderungsprojekte mit realen Vorlaufzeiten und einem Budget. Nur eine Lernsimulation – keine Buchhaltungs-, Prüfungs-, Rechts- oder Anlageberatung.
Das lernen Sie
Wie Aktivitätsdaten und Emissionsfaktoren zu einer nach Scopes gegliederten Bilanz werden – und warum eine erste Bilanz meist unvollständig ist und neu berechnet wird.
Standortbasierter und marktbasierter Scope 2, und warum die Elektrifizierung von Wärme die Emissionen nur senkt, wenn der Strom sauber ist.
Warum ausgabenbasierter Scope 3 den Fortschritt der Lieferanten nicht zeigen kann, warum Vorlaufzeiten und das CO₂-Budget spätes Handeln bestrafen und warum Gutschriften nie als Minderung zählen.
Simulator
Zeit 0 Mon.
1Scope 1 – vor Ort verbrannte Brennstoffe
2Scope 2 – zugekaufter Strom (marktbasiert)
3Scope 3 – eingekaufte Waren
○Projekt nicht finanziert
⚙Projekt im Bau
✓In Betrieb
Regler
Unterzähler, Brennstoffprotokolle und Rechnungserfassung für jeden Standort: Der gemessene Anteil der Aktivitätsdaten steigt innerhalb weniger Monate auf 95 %. 10 k€ pro Monat.
Eingebundene Lieferanten teilen Emissionsdaten auf Produktebene (ersetzen den ausgabenbasierten Durchschnitt) und senken, sobald sie sich Ziele gesetzt haben, ihre eigene Intensität. Kostet 4 k€ + 50 k€ × Anteil pro Monat.
Energieattributzertifikate setzen den abgedeckten Anteil im marktbasierten Scope 2 auf null. Der standortbasierte Scope 2 ändert sich nicht. Etwa 4 € pro MWh.
Gutschriften senken nur den „Netto“-Wert. Die Bruttoemissionen und der Fortschritt gegenüber dem Ziel bleiben unverändert. Etwa 15 € pro Tonne.
Im Mittel etwa 100 MWh pro Monat, im Sommer mehr. Senkt beide Scope-2-Methoden. 1.000 k€, nach 6 Monaten einsatzbereit.
Übernimmt die Hälfte der gasbefeuerten Prozesswärme (Kesselwirkungsgrad 0,9 → COP der Wärmepumpe 3): weniger Scope 1, mehr Strom. 2.000 k€, nach 9 Monaten einsatzbereit.
Ersetzt 80 % der Diesel-Transporter; Elektrotransporter brauchen etwa ein Drittel der Energie. 800 k€, nach 8 Monaten einsatzbereit.
Kennzahlen
Lücke zum Reduktionspfad (gleitende 12 Monate)
0,0%
Warnung
Unsicherheit der Bilanz (95 %)
0,0%
normal
Verbrauchtes Budget
0%
normal
Neuberechnungen des Basisjahrs
0
normal
Bruttoemissionen in diesem Monat
0 t CO₂e
Scope 1 (Brennstoffe)
0 t CO₂e
Scope 2, marktbasiert
0 t CO₂e
Scope 2, standortbasiert
0 t CO₂e
Scope 3, eingekaufte Waren
0 t CO₂e
Anteil Scope 3
0 %
Netto nach Gutschriften (nicht für Ziele verwendet)
0 t CO₂e
Bruttoemissionen der gleitenden 12 Monate
0,0 kt CO₂e
Zulässige Menge laut Pfad für dieselben 12 Monate
0,0 kt CO₂e
Kumulierte Emissionen gegenüber dem Pfad (CO₂-Budget)
0 %
Monatliche Emissionen je Produktionsmenge des Basisjahrs
0 t CO₂e
Berichtete gegenüber tatsächlichen Emissionen in diesem Monat
0,0 %
Gemessene Aktivitätsdaten
90 %
Ausgaben mit lieferantenspezifischen Daten
0 %
Ausgegebenes Geld
0 k€
Produktion gegenüber dem Basisjahr
100 %
Verlauf
Krisenszenarien
Stufe 1 · Erste Bilanz, lückenhafte Daten
Das Unternehmen bereitet seine erste Treibhausgasbilanz vor; dieses Jahr wird zum Basisjahr. Nur etwa 30 % des Brennstoff- und Stromverbrauchs werden gemessen – der Rest wird aus lückenhaften Aufzeichnungen geschätzt, und einige Standorte und Rechnungen fehlen sicher. Eingekaufte Waren werden mit ausgabenbasierten Durchschnittswerten gezählt. Das Basisjahr wird nach Monat 12 veröffentlicht, und die erste Prüfung mit begrenzter Sicherheit (Limited Assurance) schaut es sich in Monat 15 an. Vermeiden Sie eine Neuberechnung und bringen Sie die Unsicherheit herunter, innerhalb eines Budgets von 1,2 M€.
Keine Neuberechnung des Basisjahrs
Unsicherheit der Bilanz ≤ ±15 % in Monat 24
Ausgaben im Rahmen des Budgets
Stufe 2 · Wachstumsjahre auf einem 1,5-°C-Pfad
Das Basisjahr ist gerade veröffentlicht worden: etwa 22 kt CO₂e, die Hälfte davon gasbefeuerte Prozesswärme. Der gesamte Strom ist bereits durch Zertifikate für erneuerbaren Strom abgedeckt. Ein neues Auftragsbuch hebt die Produktion in den nächsten zwei Jahren um 12 % pro Jahr, und das Ziel ist absolut: In zwei Jahren müssen die gleitenden zwölf Monate 8,4 % unter dem Basisjahr liegen, und die kumulierten Emissionen müssen im CO₂-Budget des Pfads bleiben. Sie haben 3 M€. Ein Vorstandsmitglied schlägt vor, stattdessen Gutschriften zu kaufen.
Gleitende 12 Monate bei oder unter dem Pfad in Monat 24
Kumulierte Emissionen innerhalb des CO₂-Budgets des Pfads
Ausgaben im Rahmen des Budgets
Stufe 3 · Ein Fußabdruck, den die Lieferanten verursachen
Ein Montagebetrieb, der das meiste von dem zukauft, was er verkauft: Etwa 79 % seines veröffentlichten Basisjahrs (≈ 37 kt CO₂e) sind eingekaufte Waren, gerechnet mit einem ausgabenbasierten Durchschnittsfaktor; der Rest ist vor allem Prozessgas, eine Flotte von Diesel-Transportern und Strom. Der Einkauf wächst mit dem Umsatz um 6 % pro Jahr. Das Ziel umfasst alle Scopes: In zwei Jahren müssen die gleitenden zwölf Monate auf dem Pfad von 4,2 % pro Jahr liegen und die kumulierten Emissionen innerhalb seines Budgets, bei einer Unsicherheit unter ±20 %. Budget 4 M€.
Gleitende 12 Monate bei oder unter dem Pfad in Monat 24
Kumulierte Emissionen innerhalb des CO₂-Budgets des Pfads
Unsicherheit der Bilanz unter ±20 %
Ausgaben im Rahmen des Budgets
Grundlage — das Modell hinter den Zahlen
Jede Beziehung, die der Simulator verwendet, mit ihrer Quelle. Als Annahmen gekennzeichnete Konstanten sind anschauliche Kalibrierungen.
Scope 1 – direkte Emissionen aus Brennstoffen, die das Unternehmen verbrennt: Aktivität × Emissionsfaktor (IPCC-Standardwerte für Erdgas und Diesel).
Scope 2 wird doppelt berichtet: standortbasiert mit dem Netzdurchschnittsfaktor, marktbasiert mit den Faktoren des tatsächlich vertraglich bezogenen Stroms – null für zertifikatsgedeckten Strom, der Residualmix für den Rest.
S2_location = MWh × EF_grid; S2_market = MWh × (1 − certificate share) × EF_residual[2][9]Annahme: Netz- und Residualmix-Faktoren, der Input-Output-Faktor, Unsicherheitsbereiche, Lücken der ersten Bilanz, Reaktion der Lieferanten, Kosten, Preise und Projektgrößen sind Beispielwerte für ein allgemeines Unternehmen; die Bilanzierungsregeln, die IPCC-Brennstofffaktoren, die Unsicherheitsfortpflanzung und die Pfadrate von 4,2 % sind die veröffentlichten.
Scope 3, eingekaufte Waren – Hybridmethode: lieferantenspezifische Daten, wo Lieferanten sie liefern, sonst Ausgaben × ein Input-Output-Durchschnittsfaktor.
S3 = Σ engaged spend × supplier intensity + Σ other spend × EEIO factor (0.40 kg/€)[3][4]Annahme: Netz- und Residualmix-Faktoren, der Input-Output-Faktor, Unsicherheitsbereiche, Lücken der ersten Bilanz, Reaktion der Lieferanten, Kosten, Preise und Projektgrößen sind Beispielwerte für ein allgemeines Unternehmen; die Bilanzierungsregeln, die IPCC-Brennstofffaktoren, die Unsicherheitsfortpflanzung und die Pfadrate von 4,2 % sind die veröffentlichten.
Geschätzte Aktivitätsdaten in einer ersten Bilanz lassen Standorte und Rechnungen aus; nur der gemessene Anteil ist vollständig.
reported activity = true × (1 − (1 − q_metered) × gap), gap ~ N(μ, 0.04) per source[1]Annahme: Netz- und Residualmix-Faktoren, der Input-Output-Faktor, Unsicherheitsbereiche, Lücken der ersten Bilanz, Reaktion der Lieferanten, Kosten, Preise und Projektgrößen sind Beispielwerte für ein allgemeines Unternehmen; die Bilanzierungsregeln, die IPCC-Brennstofffaktoren, die Unsicherheitsfortpflanzung und die Pfadrate von 4,2 % sind die veröffentlichten.
Unsicherheiten werden wie in den IPCC-Leitlinien kombiniert: quadratisch bei einem Produkt (Aktivität × Faktor), nach Größe gewichtet bei einer Summe von Quellen.
Das Basisjahr wird neu berechnet, wenn eine bessere Methode oder ein bei der Prüfung gefundener Fehler es um 5 % oder mehr verschiebt, damit jedes Jahr auf gleicher Grundlage verglichen wird.
recalculate base year if |B_today’s method / B_published − 1| ≥ 5 % (annual close, assurance finding)[1][7]
Pfad mit absoluter Reduktion: Die zulässige Menge sinkt jedes Jahr um 4,2 % des Basisjahrs. Die Lücke vergleicht die letzten zwölf Monate mit dieser zulässigen Menge; Basisjahr und Zeitfenster werden beide mit der heutigen Methode gelesen (auf gleicher Grundlage).
allowed(t) = B × (1 − 0.042 · years since base); gap = rolling 12-month gross / allowed − 1 (B and the window both read with today’s method)[8][7]
Ziele werden an den Bruttoemissionen gemessen. CO₂-Gutschriften werden getrennt ausgewiesen und nie als Minderungen gezählt.
gross = S1 + S2_market + S3 (targets); net = gross − credits retired (shown apart, never counted)[7][9]
Grenzvermeidungskosten eines Projekts: jährliche Kapitalkosten minus jährliche Energieeinsparungen, je vermiedener Tonne. Ein negativer Wert bedeutet, dass das Projekt Geld spart – auf dem Papier.
MAC = (capex × CRF(8 %, 15 y) − annual energy savings) / annual t abated; CRF = r(1+r)ⁿ/((1+r)ⁿ − 1)[10][11]Annahme: Netz- und Residualmix-Faktoren, der Input-Output-Faktor, Unsicherheitsbereiche, Lücken der ersten Bilanz, Reaktion der Lieferanten, Kosten, Preise und Projektgrößen sind Beispielwerte für ein allgemeines Unternehmen; die Bilanzierungsregeln, die IPCC-Brennstofffaktoren, die Unsicherheitsfortpflanzung und die Pfadrate von 4,2 % sind die veröffentlichten.
Was jedes Minderungsprojekt an den Aktivitätsdaten ändert.
efficiency −10 % electricity · heat pump −50 % gas → + gas × 0.9 × 277.8 / COP 3 MWh · rooftop PV −100 MWh/mo (±40 % seasonal) · fleet −80 % diesel → + diesel × 277.8 / 3 MWh[1]Annahme: Netz- und Residualmix-Faktoren, der Input-Output-Faktor, Unsicherheitsbereiche, Lücken der ersten Bilanz, Reaktion der Lieferanten, Kosten, Preise und Projektgrößen sind Beispielwerte für ein allgemeines Unternehmen; die Bilanzierungsregeln, die IPCC-Brennstofffaktoren, die Unsicherheitsfortpflanzung und die Pfadrate von 4,2 % sind die veröffentlichten.
Weitere Betriebskonstanten des Modells.
grid 0.35 t/MWh, residual mix 0.42 t/MWh · EEIO 0.40 kg/€ · U: metered 2 %, estimated 20 %, grid 10 %, spend-based 50 %, supplier data 15 % · metering → 95 % metered, τ = 3 mo, 10 k€/mo · supplier programme 4 + 50 × share k€/mo, data τ = 6 mo, targets in place after a further τ = 6 mo, then engaged suppliers cut ≈ N(10 %, 1 %)/yr · certificates 4 €/MWh · credits 15 €/t · capex: efficiency 250 k€ (2 mo), PV 1 000 k€ (6 mo), heat pump 2 000 k€ (9 mo), fleet 800 k€ (8 mo) · prices: electricity 150 €/MWh, gas 40 €/MWh, diesel 1.5 €/L · first-inventory gap of estimated data N(μ, 4 %) per source · assurance re-performs the base year with complete activity data · ±3 % monthly activity noise · gas ±20 % seasonalAnnahme: Netz- und Residualmix-Faktoren, der Input-Output-Faktor, Unsicherheitsbereiche, Lücken der ersten Bilanz, Reaktion der Lieferanten, Kosten, Preise und Projektgrößen sind Beispielwerte für ein allgemeines Unternehmen; die Bilanzierungsregeln, die IPCC-Brennstofffaktoren, die Unsicherheitsfortpflanzung und die Pfadrate von 4,2 % sind die veröffentlichten.
Zufall: ein Mulberry32-Generator mit Seed; verwendete Verteilungen — gleichverteilt, exponentiell (inverse Verteilungsfunktion), normal (Box–Muller), Poisson (Knuth). Der Seed wird angezeigt und lässt sich teilen.
Capital recovery factor A/P = r(1+r)ⁿ/((1+r)ⁿ − 1) — standard engineering-economics annuity factor (e.g. W. G. Sullivan et al., Engineering Economy) — Pearson, 2019