CO2-Fußabdruck eines Unternehmens – wie wird er berechnet und welche Daten werden benötigt?

Die Berechnung des CO2-Fußabdrucks eines Unternehmens beginnt weder mit einem Rechner noch mit der Auswahl eines Emissionsfaktors. Zunächst muss festgelegt werden, was das Inventar genau umfasst, für welchen Zeitraum es erstellt wird und aus welchen Quellen die Daten stammen. Erst danach lassen sich Emissionsquellen korrekt Scope 1, Scope 2 und Scope 3 zuordnen und die Berechnungen durchführen.

In der Praxis liegt die größte Herausforderung selten in der Multiplikation des Verbrauchs mit einem Emissionsfaktor. Schwieriger ist es, einen vollständigen Datensatz zu erhalten: aus allen Standorten, Gesellschaften innerhalb der Organisationsgrenze, Energiezählern, Tankkarten, Kälteanlagen, Transporten, Dienstreisen oder dem Einkauf. Deshalb sollte eine gut vorbereitete Berechnung mit einer Übersicht der Emissionsquellen und einer Liste der zu erhebenden Daten beginnen.

In diesem Leitfaden zeigen wir den Prozess für den CO2-Fußabdruck einer Organisation, vor allem nach den aktuell geltenden Standards des GHG Protocol. Der Stand der Standards und Vorschriften wurde zum 20. August 2026 geprüft.

Kurz erklärt: Wie wird der CO2-Fußabdruck eines Unternehmens berechnet?

Ein gut strukturierter Prozess lässt sich auf zehn Schritte reduzieren:

1. Zweck der Berechnung und Standard festlegen, nach dem das Inventar erstellt wird;
2. Organisationsgrenzen des Unternehmens festlegen;
3. operative Grenzen sowie den Umfang von Scope 1, Scope 2 und Scope 3 festlegen;
4. Berichtszeitraum und – falls erforderlich – Basisjahr auswählen;
5. Verzeichnis der Emissionsquellen erstellen;
6. Aktivitätsdaten erheben, z. B. Liter Kraftstoff, kWh Energie, Kilogramm Kältemittel oder zurückgelegte Kilometer;
7. für Quelle, Land, Jahr und Methode geeignete Emissionsfaktoren auswählen;
8. Berechnungen durchführen und Emissionen in CO2e umrechnen;
9. Vollständigkeit, Einheiten, Faktoren, Schätzungen und Dubletten kontrollieren;
10. Datenquellen, Annahmen, Ausschlüsse und Methodenänderungen so dokumentieren, dass die Berechnung im Folgejahr reproduziert werden kann.

Wenn das Unternehmen diese Elemente vor Beginn der Berechnung vorbereitet, wird die eigentliche Berechnung deutlich einfacher.

CO2-Fußabdruck einer Organisation und Produkt-CO2-Fußabdruck – nicht dieselbe Analyse

Zu Beginn müssen zwei Begriffe voneinander getrennt werden, die häufig synonym verwendet werden.

Der CO2-Fußabdruck einer Organisation umfasst Emissionen, die dem Unternehmen im festgelegten Berichtszeitraum und innerhalb definierter Organisationsgrenzen zugeordnet werden. In der Praxis sind dies Scope 1, Scope 2 und – je nach Ziel und gewähltem Standard – die entsprechenden Kategorien von Scope 3.

Der Produkt-CO2-Fußabdruck bezieht sich dagegen auf ein konkretes Produkt und dessen Lebenszyklus. Die Analyse kann Rohstoffgewinnung, Produktion, Transport, Nutzung und Lebensende des Produkts umfassen. Für Produkt-CO2-Fußabdrücke bleibt unter anderem ISO 14067:2018 ein aktueller Standard; ISO bestätigte seine Aktualität 2024.

Diese Analysen können teilweise dieselben Daten nutzen, beantworten aber unterschiedliche Fragen. So kann ein Unternehmen beispielsweise den vom Lieferanten bereitgestellten CO2-Fußabdruck des eingekauften Stahls als Eingangsdaten für die Scope-3-Kategorie „eingekaufte Waren und Dienstleistungen“ verwenden. Das bedeutet jedoch nicht, dass es den Produkt-CO2-Fußabdruck der eigenen Organisation berechnet.

Schritt 1. Zweck der Berechnung und Methodik festlegen

Bevor ein Unternehmen mit der Datenerhebung beginnt, sollte es eine Frage beantworten: Wofür wird das Ergebnis verwendet?

Für das interne Emissionsmanagement kann ein anderer Detaillierungsgrad erforderlich sein als für eine Antwort an einen Kunden oder eine Bank oder für die Berichterstattung nach einem bestimmten Standard. Der am häufigsten verwendete Referenzrahmen für den Organisationsfußabdruck ist der GHG Protocol Corporate Standard, ergänzt durch die Scope 2 Guidance und – für eine umfassendere Analyse der Wertschöpfungskette – den Corporate Value Chain (Scope 3) Standard.

Ein alternativer oder ergänzender Organisationsstandard ist ISO 14064-1:2018. ISO bestätigte seine Aktualität 2024. Obwohl an einer neuen Ausgabe und an der Harmonisierung der ISO- und GHG-Protocol-Standards gearbeitet wird, bleiben die derzeitigen Standards bis zur Veröffentlichung neuer Fassungen gültig.

Vor Beginn der Berechnungen sollte daher an einer Stelle dokumentiert werden:

• der verwendete Standard oder Regelrahmen;
• der Zweck des Inventars;
• der Empfänger des Ergebnisses;
• der erforderliche Emissionsumfang;
• das Berichtsjahr;
• der erforderliche Genauigkeitsgrad und gegebenenfalls die Verifizierbarkeit.

Das ist wichtig, weil es weder einen einzigen Emissionsfaktor noch einen einzigen Datenumfang oder eine einzige Berichtsmethode gibt, die für jeden Anwendungsfall geeignet ist.

Schritt 2. Organisationsgrenzen festlegen

Die Organisationsgrenze beantwortet die Frage: Welche Gesellschaften, Werke, Niederlassungen und Vermögenswerte gehören zu unserem Inventar?

Das GHG Protocol sieht zwei Hauptansätze zur Konsolidierung von Emissionen vor:

• equity share – Emissionen werden anteilig entsprechend der wirtschaftlichen Beteiligung des Unternehmens an der jeweiligen Tätigkeit erfasst;
• control approach – 100% der Emissionen aus kontrollierten Tätigkeiten werden erfasst; Kontrolle kann als finanzielle oder operative Kontrolle definiert werden.

In einem einfachen Unternehmen mit einer Gesellschaft und einem Werk kann der Unterschied gering sein. Komplex wird es bei Unternehmensgruppen, Joint Ventures, gemieteten Objekten, Tochtergesellschaften und Anlagen, die von unterschiedlichen Rechtsträgern betrieben werden.

Vor der Datenerhebung empfiehlt es sich, eine Tabelle aller Organisationseinheiten zu erstellen und für jede Einheit Folgendes zu erfassen:

• Name der Gesellschaft oder des Werks;
• Standort;
• Eigentumsform;
• Kapitalbeteiligung;
• Angaben zur finanziellen Kontrolle;
• Angaben zur operativen Kontrolle;
• Entscheidung: innerhalb / außerhalb der Grenze;
• Begründung der Entscheidung.

Hinweis des Auditors: Ein häufiger Fehler besteht darin, mit Energierechnungen zu beginnen, ohne zuvor eine Liste der Standorte und Rechtsträger zu erstellen. Erst am Ende der Analyse zeigt sich dann, dass etwa eine Produktionshalle, ein angemietetes Lager oder eine Tochtergesellschaft nicht berücksichtigt wurde. Zuerst wird die Grenze festgelegt; anschließend wird die Vollständigkeit der Daten anhand dieser Grenze geprüft.

Schritt 3. Operative Grenzen festlegen: Scope 1, Scope 2 und Scope 3

Nachdem festgelegt wurde, was zur Organisation gehört, muss bestimmt werden, welche Emissionen dieser Organisation berechnet werden.

Scope 1 – direkte Emissionen

Scope 1 umfasst Emissionen aus Quellen, die der Organisation gehören oder von ihr entsprechend dem gewählten Konsolidierungsansatz kontrolliert werden. In einem Unternehmen können dazu unter anderem gehören:

• Verbrennung von Erdgas in Kesseln und Öfen;
• Heizöl, LPG, Kohle oder andere Brennstoffe, die in stationären Quellen verbrannt werden;
• Kraftstoffverbrauch von Fahrzeugen und Maschinen innerhalb der Organisationsgrenze;
• Prozessemissionen;
• Verluste von Kältemitteln und anderen fluorierten Gasen;
• sonstige diffuse oder prozessbedingte Emissionen, sofern sie mit der Unternehmenstätigkeit zusammenhängen.

Scope 2 – indirekte Emissionen aus eingekaufter Energie

Scope 2 umfasst Emissionen im Zusammenhang mit eingekauftem oder bezogenem Strom, Dampf, Wärme und Kälte, die vom Unternehmen verbraucht werden.

Bei Strom ist wichtig, dass das Ergebnis gemäß der GHG Protocol Scope 2 Guidance unter den entsprechenden Voraussetzungen nach zwei Methoden berechnet und dargestellt werden sollte: location-based und market-based. Dies erläutern wir im weiteren Verlauf ausführlich.

Scope 3 – sonstige indirekte Emissionen in der Wertschöpfungskette

Scope 3 umfasst Emissionen, die außerhalb der vom Unternehmen kontrollierten Quellen entstehen, aber mit seiner Tätigkeit und Wertschöpfungskette verbunden sind. Das GHG Protocol unterscheidet 15 Kategorien:

1. eingekaufte Waren und Dienstleistungen;
2. Kapitalgüter;
3. brennstoff- und energiebezogene Tätigkeiten, die nicht in Scope 1 oder 2 enthalten sind;
4. vorgelagerter Transport und Vertrieb;
5. Abfälle aus der betrieblichen Tätigkeit;
6. Dienstreisen;
7. Pendeln der Beschäftigten;
8. vorgelagerte geleaste Vermögenswerte;
9. nachgelagerter Transport und Vertrieb;
10. Verarbeitung verkaufter Produkte;
11. Nutzung verkaufter Produkte;
12. Behandlung verkaufter Produkte am Lebensende;
13. nachgelagerte geleaste Vermögenswerte;
14. Franchises;
15. Investitionen.

Nicht jede Kategorie ist für jedes Unternehmen wesentlich. Vor einer detaillierten Scope-3-Berechnung empfiehlt sich ein Screening der Kategorien: Welche Kategorien treten auf, wie hoch könnte die Emissionsmenge sein, welche Daten sind vorhanden und welche Positionen sind für den Zweck des Inventars wesentlich?

Hier sollte zwischen zwei Ebenen des GHG Protocol unterschieden werden. Der Corporate Standard verlangt mindestens die getrennte Erfassung und Berichterstattung von Scope 1 und Scope 2; Scope 3 bleibt darin optional. Erklärt ein Unternehmen jedoch die Übereinstimmung mit dem Corporate Value Chain (Scope 3) Standard, sollte es Scope-3-Emissionen entsprechend den Mindestgrenzen der einzelnen Kategorien erfassen und etwaige Ausschlüsse offenlegen und begründen. Bei der Berichterstattung nach ESRS ist der Umfang dagegen nach den rechtlichen Anforderungen zu bestimmen, die für die jeweilige Einheit und den jeweiligen Berichtszeitraum gelten. Schwierigkeiten bei der Datenbeschaffung dürfen nicht automatisch mit null Emissionen gleichgesetzt werden — Datenlücken, Schätzungen und Ausschlüsse müssen gemäß der angewandten Methodik beschrieben werden.

Schritt 4. Berichtszeitraum und Basisjahr auswählen

Meist umfasst ein Inventar ein vollständiges Kalenderjahr oder Geschäftsjahr des Unternehmens. Wichtiger als die konkrete Wahl ist eine konsistente Anwendung.

Daten aus Rechnungen, Zählern, ERP-Systemen, Tankkarten und Serviceunterlagen sollten denselben Zeitraum betreffen. Besondere Aufmerksamkeit erfordern Abrechnungsunterlagen, die über einen Jahreswechsel reichen. Wenn beispielsweise eine Stromrechnung den Zeitraum 20. Dezember–20. Januar abdeckt, muss eine Methode zur Zuordnung des Verbrauchs zum richtigen Jahr festgelegt und dokumentiert werden.

Das Basisjahr ist der Referenzpunkt für den Vergleich von Emissionen im Zeitverlauf. Das GHG Protocol verlangt, dass ein Unternehmen eine Richtlinie zur Neuberechnung der Emissionen des Basisjahres und einen Wesentlichkeitsschwellenwert für Änderungen festlegt, die die Vergleichbarkeit beeinflussen.

Eine Neuberechnung des Basisjahres kann unter anderem erforderlich sein bei:

• wesentlichen Übernahmen, Veräußerungen oder Unternehmenszusammenschlüssen;
• wesentlichem Outsourcing oder Insourcing von Emissionsquellen;
• einer wesentlichen Änderung der Berechnungsmethodik;
• einer erheblichen Verbesserung der Genauigkeit von Daten oder Faktoren, durch die sich das Ergebnis des Basisjahres ändert;
• der Feststellung wesentlicher Fehler.

Ein historisches Jahr sollte dagegen nicht automatisch neu berechnet werden, nur weil für das laufende Jahr ein neuerer Faktor verfügbar ist. Der Faktor sollte den Zeitraum, auf den sich die Daten beziehen, möglichst gut abbilden. Ändert sich beispielsweise die Emissionsintensität des nationalen Strommixes von Jahr zu Jahr, ist auf historische Verbrauchsdaten der für den historischen Zeitraum passende Faktor anzuwenden und nicht der heute aktuellste verfügbare Wert.

Schritt 5. Verzeichnis der Emissionsquellen und Daten erstellen

Erst nachdem die Grenzen festgelegt wurden, sollten die einzelnen Abteilungen um Daten gebeten werden. Statt allgemein nach „Daten für den CO2-Fußabdruck“ zu fragen, sollten konkrete Dokumente und Einheiten benannt werden.

Diese Tabelle sollte um alle Standorte und Gesellschaften innerhalb der Organisationsgrenze erweitert werden. So lässt sich später nicht nur prüfen, ob „Daten zu Erdgas vorhanden sind“, sondern ob Erdgasdaten für jedes Objekt vorliegen, das in das Inventar einbezogen werden muss.

Welche Daten werden für Scope 1 benötigt?

Stationär verbrannte Brennstoffe

Für Heizwerke, Öfen, Lufterhitzer, Aggregate oder andere Verbrennungsquellen werden meist folgende Daten benötigt:

• Brennstoffart;
• verbrauchte Brennstoffmenge;
• Einheit;
• Verbrauchszeitraum;
• Standort der Quelle;
• optional Brennstoffparameter, sofern die angewandte Methode sie erfordert.

Die beste Grundlage sind Mess- oder Einkaufsdaten, die sich mit Rechnungen und Lagerbeständen abstimmen lassen. Wird Brennstoff gelagert, entsprechen die Einkäufe eines Jahres nicht immer dem tatsächlichen Verbrauch.

Kraftstoffe in Fahrzeugen und Maschinen

Mindestens Kraftstoffart und -menge sind zu erfassen und die Fahrzeuge zu identifizieren. Allein die Tatsache, dass das Unternehmen den Kraftstoff bezahlt, entscheidet noch nicht über die Zuordnung zu Scope 1. Die Klassifizierung hängt von den Organisationsgrenzen, der Kontrolle über den Vermögenswert sowie den auf Leasing und Miete angewandten Regeln ab.

Kältemittel

In diesem Bereich reicht eine Stromrechnung nicht aus. Benötigt werden Angaben zu:

• Art des Kältemittels;
• Menge des in der Anlage enthaltenen Kältemittels, sofern die angewandte Methode dies erfordert;
• bei Wartungen nachgefüllter Menge;
• rückgewonnener oder entfernter Menge;
• Austausch und Stilllegung von Geräten;
• Störfällen und Leckagen.

Für die eigentliche Berechnung ist entscheidend, die Masse des emittierten Gases korrekt zu bestimmen und den nach der Berichtsmethodik passenden GWP-Faktor anzuwenden. Die gesamte Anlagenfüllmenge darf nicht automatisch als Jahresemission behandelt werden.

Welche Daten werden für Scope 2 benötigt?

Für Strom sollten die Daten möglichst auf Ebene der einzelnen Entnahmestellen erhoben werden. Der Mindestdatensatz umfasst:

• Kennung der Stromabnahmestelle oder des Standorts;
• Land und – falls erforderlich – Netzregion;
• Energieverbrauch in kWh/MWh;
• Zeitraum, auf den sich der Verbrauch bezieht;
• Stromlieferant;
• Produkt/Tarif, sofern für die market-based-Methode relevant;
• Emissionsfaktor des Lieferanten, sofern verfügbar;
• Unterlagen zu Herkunftsnachweisen oder anderen vertraglichen Instrumenten;
• Angabe zur Energiemenge, die durch das jeweilige Instrument abgedeckt ist.

Für eingekaufte Wärme, Dampf oder Kälte werden die Energiemenge sowie der geeignete Lieferantenfaktor oder ein anderer nach der gewählten Methodik zulässiger Faktor benötigt.

Scope 2 location-based und market-based – worin liegt der Unterschied?

Dies ist einer der wichtigsten Punkte der gesamten Berechnung.

Die location-based-Methode zeigt Emissionen auf Basis der durchschnittlichen Emissionsintensität des Energiesystems am Ort des Energieverbrauchs. In der Praxis wird ein Netzfaktor gewählt, der zu Land, Region und Zeitraum passt.

Die market-based-Methode berücksichtigt Energieattribute aus qualifizierten vertraglichen Instrumenten, Produktdaten oder Lieferantendaten. Die GHG Protocol Scope 2 Guidance legt Qualitätskriterien fest, die solche Instrumente erfüllen sollten.

Auf Märkten, auf denen Produkt- oder Lieferantendaten und geeignete vertragliche Instrumente verfügbar sind, verlangt das GHG Protocol ein dual reporting, also die getrennte Darstellung des location-based- und des market-based-Ergebnisses.

In der Praxis bedeutet dies, dass das netzbasierte Ergebnis nicht durch eine einzige Zahl „nach dem Kauf von Ökostrom“ ersetzt werden sollte. Beide Ergebnisse beantworten unterschiedliche Fragen und sollten getrennt bleiben.

Wenn einem Teil des Verbrauchs keine qualifizierten Attribute zugeordnet sind, kann für die market-based-Methode ein residual mix erforderlich sein. Die Association of Issuing Bodies veröffentlicht europäische Residual Mixes; der aktuelle Datensatz für 2025 wurde am 28. Mai 2026 veröffentlicht. Der Residual Mix soll unter anderem das Risiko einer doppelten Zuordnung derselben Attribute erneuerbarer Energie zu Kunden mit Herkunftsnachweisen und zu Kunden ohne solche Nachweise begrenzen.

Hinweis des Auditors: Herkunftsnachweise müssen zusammen mit Energiemenge, Zeitraum, Markt und Qualitätskriterien des Instruments analysiert werden. Ein Dokument mit der allgemeinen Angabe „Energie aus erneuerbaren Quellen“ sollte nicht automatisch dazu führen, sämtliche Energiedaten mit null zu überschreiben.

Welche Daten werden für Scope 3 benötigt?

Die größte Datenvielfalt findet sich in Scope 3. Sinnvoll ist zunächst ein Screening aller 15 Kategorien, denen jeweils ein Status zugeordnet wird:

• trifft zu und wahrscheinlich wesentlich;
• trifft zu, ist aber wahrscheinlich nicht wesentlich;
• trifft nicht zu;
• keine Daten – Prüfung erforderlich.

Anschließend wird für die wesentlichen Kategorien eine Berechnungsmethode ausgewählt.

Eingekaufte Waren und Dienstleistungen

Bevorzugt werden physische Daten, die möglichst produkt- oder lieferantenspezifisch sind, zum Beispiel:

• Tonnen Stahl, Aluminium, Kunststoffe, Papier oder Chemikalien;
• m3 Holz;
• Stückzahl von Komponenten, sofern ein Faktor pro Stück verfügbar ist;
• vom Lieferanten bereitgestellter Produkt-CO2-Fußabdruck einschließlich Angaben zu Grenze und Methode.

Sind solche Daten nicht verfügbar, können Methoden auf Basis von Branchendurchschnitten oder – in einer frühen Screeningphase – Ausgaben verwendet werden. Eine spend-based-Methode kann helfen, Kategorien mit weiterem Analysebedarf zu identifizieren, liefert aber in der Regel ein weniger präzises Bild als gute physische Daten.

Transport und Vertrieb

Am nützlichsten sind folgende Daten:

• Masse der Ladung;
• Entfernung;
• Art des Verkehrsmittels;
• gegebenenfalls Auslastungsgrad oder Daten des Frachtführers.

Erhält ein Unternehmen vom Frachtführer bereits einen fertigen CO2e-Wert, müssen Methode, Grenzen, erfasste Emissionsarten und Zeitraum geprüft werden, bevor der Wert in das Inventar aufgenommen wird.

Dienstreisen

Daten können aus dem Reisekostensystem oder vom Reisebüro stammen. Bei Flügen sind die Strecken und – abhängig von der verwendeten Emissionsfaktordatenbank – die Reiseklassen relevant. Bei Pkw ist zwischen eigenen, gemieteten und privat gehaltenen, dienstlich genutzten Fahrzeugen zu unterscheiden.

Abfälle

Benötigt werden Abfallmasse, Abfallart und Verwertungs- bzw. Entsorgungsweg. Die gesamte Abfallmasse allein kann ohne Angaben zur Behandlung für eine belastbare Emissionsberechnung unzureichend sein.

Schritt 6. Geeignete Emissionsfaktoren auswählen

Ein Emissionsfaktor rechnet Aktivitätsdaten in Emissionen um. Das GHG Protocol nennt die typische Beziehung:

Emissionen = Aktivitätsdaten × Emissionsfaktor; werden die Berechnungen für einzelne Gase durchgeführt, wird das Ergebnis anschließend mit den entsprechenden GWP-Werten in CO2e umgerechnet.

Vor der Verwendung eines Faktors sollten mindestens sechs Punkte geprüft werden:

1. Bilanzgrenze – ob der Faktor direkte Emissionen, den vollständigen Lebenszyklus oder einen anderen Umfang abdeckt;
2. Gas – ob er nur CO2 oder alle erforderlichen Treibhausgase als CO2e umfasst;
3. Geografie – ob er zu Polen, einem bestimmten Land, einer Region oder einem Markt passt;
4. Jahr – ob er den Zeitraum repräsentiert, auf den sich die Aktivitätsdaten beziehen;
5. Einheit – z. B. kg CO2e/kWh, kg CO2e/l, t CO2e/t Produkt;
6. Quelle und Version – woher der Faktor stammt und wann er veröffentlicht wurde.

Für Strom in Polen veröffentlicht KOBiZE jährlich Emissionsindikatoren. Im Dezember 2025 wurden die Indikatoren für Strom aus dem Jahr 2024 veröffentlicht, darunter Werte für Strom beim Endverbraucher. Das bedeutet jedoch nicht, dass jeder KOBiZE-Indikator ohne weitere Prüfung als vollständiger CO2e-Faktor in jedem GHG-Protocol-Bericht verwendet werden kann. Zu prüfen sind der Umfang der erfassten Gase, der Zweck der Veröffentlichung und die Methode, in der der Faktor eingesetzt werden soll.

Bei der market-based-Methode für Strom ist die Quelle nicht einfach der „Landesdurchschnitt“. Zunächst werden Produktdaten, Lieferant und qualifizierte vertragliche Instrumente analysiert; in geeigneten Fällen wird der Residual Mix verwendet.

Schritt 7. Berechnungen durchführen und Einheiten kontrollieren

Die Mathematik selbst ist meist einfach. Ein didaktisches Beispiel:

Hat ein Unternehmen 100 000 kWh Energie verbraucht und beträgt der für die gewählte Methode geeignete und geprüfte Faktor 0,500 kg CO2e/kWh, ergibt sich: 100 000 × 0,500 = 50 000 kg CO2e = 50 t CO2e. Der Wert 0,500 dient in diesem Beispiel ausschließlich der Veranschaulichung und ist kein empfohlener Faktor für Polen oder ein bestimmtes Jahr.

Nach demselben Prinzip lässt sich ein Material in Scope 3 berechnen:

20 t Material × 1,8 t CO2e/t = 36 t CO2e. Auch hier ist der Faktor 1,8 lediglich ein mathematisches Beispiel. In einer realen Bilanz müssen Quelle, Jahr, Bilanzgrenze und Qualität des Faktors angegeben werden.

Im Berechnungsblatt empfiehlt es sich, getrennte Spalten für Aktivitätsdaten, Einheit, Faktor, Einheit des Faktors und Ergebnis vorzusehen. So lassen sich Fehler wie m3 statt kWh, kg statt Tonnen oder kWh statt MWh leichter erkennen.

Wie sollte ein Arbeitsregister für die Berechnungen aussehen?

Eine minimale Berechnungstabelle kann folgende Felder enthalten:

Ein solches Register lässt sich wesentlich leichter prüfen als ein einzelnes Tabellenblatt, das nur die endgültigen Summen für Scope 1–3 enthält.

Was ist bei fehlenden Daten zu tun?

Fehlende Daten bedeuten nicht automatisch null. Zunächst ist festzustellen, ob die Emissionsquelle existiert; anschließend wird die bestmögliche Schätzmethode gewählt.

Eine praktische Reihenfolge kann wie folgt aussehen:

1. Primärdaten wiederbeschaffen – Rechnungen, Zählerdaten, ERP-Daten, Serviceaufzeichnungen;
2. Daten vom Lieferanten, Frachtführer oder Objektverwalter einholen;
3. verknüpfte physische Daten nutzen, z. B. Laufleistung und Kraftstoffverbrauch statt einer fehlenden Rechnung;
4. proportionale Schätzung auf Basis der Monate, für die Daten vorhanden sind;
5. ein repräsentatives physisches Proxy verwenden;
6. in Scope 3 – eine Durchschnittsdaten- oder spend-based-Methode anwenden, wenn detailliertere Daten nicht verfügbar sind.

Für jede Schätzung sollten dokumentiert werden:

• Grund für ihre Anwendung;
• Methode;
• Quelle der Ersatzdaten;
• Zeitraum, den die Schätzung abdeckt;
• Bewertung des Einflusses auf das Ergebnis;
• Kennzeichnung zur Verbesserung im nächsten Berichtszyklus.

Zusätzlich ist es sinnvoll zu berechnen, welcher Anteil des Endergebnisses auf Primärdaten und welcher auf Schätzungen beruht. Dies ist keine verpflichtende Kennzahl des GHG Protocol, hilft aber erheblich beim Management der Datenqualität.

Schritt 8. Qualitätskontrolle der Daten – was ist vor Freigabe des Ergebnisses zu prüfen?

Die Kontrolle sollte vor der Veröffentlichung der Summen für Scope 1, 2 und 3 erfolgen. In der Praxis empfiehlt sich mindestens die folgende Checkliste:

Vollständigkeit der Grenze

• Liegen für alle Gesellschaften und Werke innerhalb der Organisationsgrenze Daten vor?
• Wurden neue und geschlossene Standorte für den jeweiligen Zeitraum korrekt berücksichtigt?
• Wurden Übernahmen, Veräußerungen von Vermögenswerten oder Outsourcing beschrieben?

Vollständigkeit der Quellen

• Sind jedem Werk Brennstoffe, Energie, Kälteanlagen und Transport den passenden Positionen zugeordnet?
• Wurden Aggregate, LPG-Gabelstapler, Kälteanlagen oder Fahrzeuge außerhalb der Hauptflotte übersehen?

Einheiten und Zeiträume

• Wurden kWh und MWh verwechselt?
• Wurden kg und Tonnen korrekt umgerechnet?
• Decken die Rechnungen das richtige Jahr ab?
• Wurden Dokumente doppelt erfasst?

Emissionsfaktoren

• Passt der Faktor zum Jahr der Aktivität?
• Passt seine Einheit zu den Eingangsdaten?
• Bezieht er sich auf CO2 oder CO2e?
• Wurde ein Verbrennungsfaktor mit einem vollständigen Lebenszyklusfaktor verwechselt?
• Wurde für Scope 2 die Trennung zwischen location-based und market-based beibehalten?

Abgleich mit der Geschäftstätigkeit

Das Ergebnis sollte mit dem Vorjahr sowie mit Betriebsdaten wie Produktion, Energieverbrauch, gefahrenen Kilometern oder Materialeinkäufen verglichen werden. Eine starke Veränderung der Emissionen muss nicht auf einen Fehler hindeuten, sollte aber erklärbar sein.

Hinweis des Auditors: Ein guter Test besteht darin, eine einzelne Position ohne Hilfe der Person nachzuvollziehen, die das Berechnungsblatt erstellt hat. Wenn sich aus der Dokumentation nicht erkennen lässt, woher eine Zahl stammt, welcher Faktor verwendet wurde und warum, ist die Dokumentation für eine reproduzierbare Berichterstattung zu schwach.

Schritt 9. Annahmen, Ausschlüsse und Versionen der Emissionsfaktoren dokumentieren

Ein gutes Inventar sollte nicht nur ein Ergebnis, sondern auch einen „Audit Trail“ enthalten. In der Praxis empfiehlt es sich, Folgendes zu führen:

• ein Dokument zur Organisationsgrenze und Konsolidierungsmethode;
• ein Verzeichnis der Emissionsquellen;
• ein Register der Aktivitätsdaten und Nachweise;
• eine Bibliothek der Emissionsfaktoren mit Bezeichnung, Quelle, Jahr und Version;
• ein Schätzungsregister;
• ein Ausschlussregister mit Begründung;
• eine Richtlinie zum Basisjahr und zum Wesentlichkeitsschwellenwert;
• ein Änderungsprotokoll der Methodik;
• eine Datei für Qualitätskontrolle und Freigaben.

Dadurch muss der Prozess im Folgejahr nicht von Grund auf rekonstruiert werden. Daten und Faktoren können aktualisiert werden, ohne die Vergleichbarkeit zu verlieren.

Änderung von Emissionsfaktoren – wann ist das Ergebnis zu aktualisieren und wann das Basisjahr neu zu berechnen?

Dieses Thema führt häufig zu unnötigen Neuberechnungen.

Ändert sich ein Faktor, weil sich die tatsächliche Emissionsintensität einer Tätigkeit im Zeitverlauf verändert hat, wird der für das jeweilige Jahr passende Faktor verwendet. Ein Beispiel ist die Veränderung der Emissionsintensität des Stromnetzes. Ein historischer Faktor sollte nicht allein deshalb durch den Faktor des laufenden Jahres ersetzt werden, weil dieser neuer ist.

Stellt ein Unternehmen dagegen fest, dass die bisher angewandte Methode wesentlich ungenau war, wendet eine bessere Methode oder korrigierte Daten an und wirkt sich die Änderung wesentlich auf die Emissionen des Basisjahres aus, kann nach der festgelegten Richtlinie eine Neuberechnung erforderlich werden.

Das GHG Protocol schreibt keinen einheitlichen Wesentlichkeitsschwellenwert für jedes Unternehmen vor. Die Organisation sollte einen solchen Schwellenwert festlegen und ihn konsequent sowohl auf emissionssteigernde als auch auf emissionsmindernde Änderungen anwenden.

Begründet das GHG Protocol eine gesetzliche Pflicht zur Berichterstattung über den CO2-Fußabdruck?

Nein. Das GHG Protocol und ISO 14064-1 sind Methoden/Standards für Berechnung und Berichterstattung; ihre Anwendung bedeutet für sich genommen jedoch nicht, dass jedes Unternehmen gesetzlich zur Berichterstattung über seinen CO2-Fußabdruck verpflichtet ist.

Eine gesetzliche Pflicht kann sich aus anderen Vorschriften ergeben, etwa aus Vorgaben zur Nachhaltigkeitsberichterstattung für bestimmte Unternehmen. In der Europäischen Union wurde der Anwendungsbereich der CSRD 2026 durch die Richtlinie (EU) 2026/470 wesentlich geändert. Für Geschäftsjahre, die am 1. Januar 2027 oder später beginnen, sieht die Richtlinie grundsätzlich eine Berichtspflicht für Unternehmen vor, die gleichzeitig 450 Mio. EUR Nettoumsatzerlöse und durchschnittlich 1000 Beschäftigte überschreiten, vorbehaltlich der entsprechenden Regelungen für Gruppen, Emittenten und weitere in der Richtlinie genannte Kategorien. Dieser Schwellenwert ist jedoch kein eigenständiger „GHG-Protocol-Test“ — er betrifft den gesetzlichen Anwendungsbereich der Nachhaltigkeitsberichterstattung.

In Polen muss die vollständige Umsetzung der Änderungen der Richtlinie 2026/470 bis zum 19. März 2027 erfolgen. Der Teil der Änderungen, der die Befreiung bestimmter Unternehmen von der Berichterstattung für 2025–2026 ermöglicht, wurde bereits durch das Gesetz vom 27. Februar 2026 umgesetzt. Ob eine konkrete polnische Gesellschaft berichtspflichtig ist, muss daher anhand der Vorschriften beurteilt werden, die für ihr jeweiliges Berichtsjahr gelten, und nicht allein anhand einer allgemeinen Beschreibung der CSRD.

Und was ist mit ESRS E1?

Zum 20. August 2026 bleibt die Delegierte Verordnung (EU) 2023/2772 zur Einführung der ESRS in ihrer geltenden Fassung der maßgebliche rechtliche Bezugspunkt. Der geltende ESRS E1 sieht unter anderem die Angabe von Scope-1-Emissionen, Scope-2-Emissionen nach der location-based-Methode, Scope-2-Emissionen nach der market-based-Methode sowie wesentlichen Scope-3-Kategorien vor, sofern die Einheit der entsprechenden Berichtspflicht unterliegt und diesen Standard anwendet.

Die Europäische Kommission hat am 3. Juli 2026 einen delegierten Rechtsakt mit geänderten ESRS angenommen und ihn dem Europäischen Parlament und dem Rat zur Kontrolle übermittelt. Es handelt sich damit nicht mehr lediglich um einen Entwurf der Standards; zum 20. August 2026 war der Rechtsakt jedoch noch nicht in Kraft getreten. Der Text des Rechtsakts C(2026) 5010 sieht ein Inkrafttreten frühestens vier Monate nach seiner Annahme und die verpflichtende Anwendung auf Geschäftsjahre vor, die am 1. Januar 2027 oder später beginnen; für bestimmte Unternehmen ist nach Inkrafttreten des Rechtsakts die freiwillige Anwendung der neuen Standards auf Geschäftsjahre vorgesehen, die 2026 beginnen. Daher sollten die geänderten ESRS für Berechnungen und Berichte zum Aktualisierungsdatum dieses Artikels noch nicht als bereits geltende Rechtsgrundlage behandelt werden.

Diese Unterscheidung ist wichtig: Ein Unternehmen kann seinen CO2-Fußabdruck freiwillig nach dem GHG Protocol berechnen, obwohl es nicht der CSRD unterliegt. Ein gesetzlich berichtspflichtiger Rechtsträger muss dagegen die konkreten rechtlichen Anforderungen und den für den jeweiligen Zeitraum geltenden Berichtsstandard prüfen.

Mindestdatenpaket vor Beginn der Berechnungen

Wenn sich ein Unternehmen auf die Berechnung seines CO2-Fußabdrucks vorbereiten möchte, ohne bereits mit den eigentlichen Berechnungen zu beginnen, sollte es folgendes Paket zusammenstellen:

1. Liste der Gesellschaften, Werke, Lager und sonstigen Standorte;
2. Beschreibung der Beteiligungen und der Kontrolle über einzelne Rechtsträger und Vermögenswerte;
3. Verbrauch aller Brenn- und Kraftstoffe für den vollständigen Berichtszeitraum;
4. Stromverbrauch für alle Stromabnahmestellen;
5. Verbrauch von eingekaufter Wärme, Dampf und Kälte;
6. Dokumentation zu Kältemitteln und Wartungen der Anlagen;
7. Daten zu Flotte und mobilen Maschinen;
8. Verzeichnis externer Transporte und Dienstreisen;
9. Übersicht der wichtigsten eingekauften Materialien und Dienstleistungen;
10. Abfalldaten;
11. Angaben zu Herkunftsnachweisen, Energieverträgen und Daten der Energielieferanten;
12. Daten für die übrigen Scope-3-Kategorien, sofern diese auftreten;
13. Liste der Bereiche mit fehlenden Daten;
14. für jede Datenquelle verantwortliche Person;
15. Ordner oder System, in dem die Quelldokumente gespeichert werden.

Erst auf dieser Grundlage sollte das endgültige Berechnungsblatt aufgebaut werden.

Die häufigsten Fehler bei der Berechnung des CO2-Fußabdrucks eines Unternehmens

Die häufigsten Probleme entstehen nicht durch komplizierte Mathematik, sondern durch die Organisation der Daten:

• Beginn der Berechnungen ohne Festlegung der Organisationsgrenzen;
• Auslassen einzelner Werke oder Quellen;
• Gleichsetzen fehlender Daten mit null Emissionen;
• Verwendung des neuesten verfügbaren Faktors für alle historischen Jahre;
• Vermischung von CO2- und CO2e-Faktoren;
• Zusammenfassung von location-based und market-based Scope 2 zu einem Ergebnis ohne Erläuterung;
• Einstufung der gesamten Energie als emissionsfrei allein aufgrund allgemeiner Angaben zu erneuerbarer Energie;
• Verwendung fertiger Lieferantendaten ohne Prüfung von Grenze und Methodik;
• Anwendung einer spend-based-Methode in Scope 3, obwohl gute physische Daten verfügbar sind;
• fehlende Versionierung der Emissionsfaktoren und fehlende Dokumentation von Schätzungen;
• Vermischung des Organisationsfußabdrucks mit dem Fußabdruck eines konkreten Produkts.

Wie lässt sich der Prozess so aufsetzen, dass die nächste Berechnung einfacher wird?

Das erste Inventar ist meist am arbeitsintensivsten, weil die Organisation ihre Quellen und Datenverantwortlichen erst identifiziert. Dieser Zeitpunkt sollte genutzt werden, um einen dauerhaften Prozess aufzubauen.

Ein gut funktionierendes Modell ordnet jedem Datentyp einen Verantwortlichen zu: Die technische Abteilung ist beispielsweise für Energie und Kältemittel zuständig, das Flottenmanagement für Kraftstoffe, der Einkauf für Materialien, HR für die für Pendelwege benötigten Daten, während die Finanzabteilung bei der Abstimmung der Dokumentenvollständigkeit unterstützt. Einmal jährlich werden außerdem die Faktorendatenbank aktualisiert und mögliche Änderungen der Organisationsgrenzen geprüft.

Wenn ein Unternehmen gleichzeitig Maßnahmen zur Energieeffizienz umsetzt, ist es sinnvoll, die Struktur der Emissionsdaten mit den Energiedaten zu verknüpfen. Ordnet das Unternehmen parallel seine Energiedaten, können Informationen aus der Entwicklung einer Energiestrategie ein guter Ausgangspunkt für die Strukturierung von Teilen von Scope 1 und Scope 2 sein. Dabei ist jedoch zu beachten, dass Energieanalyse und Emissionsinventar unterschiedliche Grenzen und Methoden haben und nicht als dieselbe Dienstleistung oder derselbe Bericht behandelt werden sollten.

Zusammenfassung

Die Berechnung des CO2-Fußabdrucks eines Unternehmens ist in erster Linie eine Aufgabe der Strukturierung von Grenzen, Daten und Methodik und erst danach eine Rechenaufgabe. Das Unternehmen sollte zunächst wissen, welche Rechtsträger und Quellen einbezogen werden, für welchen Zeitraum Emissionen berechnet werden, welche Daten vorhanden sind und wo Schätzungen erforderlich werden.

Entscheidend ist Konsistenz: Aktivitätsdaten, Emissionsfaktoren, Jahr, Scope, Scope-2-Methode und der Umgang mit Datenlücken müssen zueinander passen. Sind diese Elemente gut dokumentiert, lässt sich das Ergebnis prüfen, im nächsten Jahr wiederholen und für ein tatsächliches Emissionsmanagement nutzen.

Wenn Sie Unterstützung bei der Strukturierung von Energiedaten, Emissionsquellen oder der Analysemethodik benötigen, finden Sie hier den Leistungsumfang von Energy Trend.

FAQ – CO2-Fußabdruck eines Unternehmens berechnen

Reichen Energie- und Kraftstoffrechnungen zur Berechnung des CO2-Fußabdrucks aus?

Nein. Rechnungen sind eine sehr gute Quelle für Teile von Scope 1 und Scope 2, erfassen aber unter anderem nicht alle Emissionen aus Kältemitteln und nicht Scope 3. Zuerst ist ein Verzeichnis der Emissionsquellen zu erstellen; erst danach wird geprüft, welche davon durch Rechnungen abgedeckt sind.

Muss jedes Unternehmen Scope 3 berechnen?

Nicht allein auf Grundlage des GHG Protocol Corporate Standard. In seiner derzeitigen Fassung sind Scope 1 und Scope 2 das verpflichtende Minimum; Scope 3 ist optional. Erklärt ein Unternehmen jedoch die Übereinstimmung mit dem Corporate Value Chain (Scope 3) Standard, sollte es Scope 3 entsprechend den Mindestgrenzen aller 15 Kategorien erfassen und Ausschlüsse offenlegen und begründen. Eine etwaige gesonderte gesetzliche Pflicht ist unabhängig zu prüfen, beispielsweise eine Pflicht nach ESRS für eine Einheit, die der Nachhaltigkeitsberichterstattung unterliegt.

Bedeutet der Kauf von Herkunftsnachweisen, dass Scope 2 null beträgt?

Das darf nicht automatisch angenommen werden. Nach dem GHG Protocol müssen die location-based- und market-based-Methode getrennt werden; vertragliche Instrumente, die für market-based verwendet werden, müssen bestimmte Qualitätskriterien erfüllen. Außerdem ist zu prüfen, welchen Anteil des Verbrauchs sie abdecken und welcher Faktor für die verbleibende Energiemenge gilt.

Sollte ich für frühere Jahre immer den neuesten Emissionsfaktor verwenden?

Nein. Der Faktor sollte den Zeitraum, in dem die Aktivität stattgefunden hat, möglichst gut repräsentieren. Ein neuerer Stromnetzfaktor kann eine tatsächliche Veränderung des Energiemixes abbilden und ist keine „korrigierte“ Zahl für ein früheres Jahr.

Was ist zu tun, wenn Daten für mehrere Monate fehlen?

Zunächst sollte versucht werden, die Primärdaten wiederzubeschaffen. Ist dies nicht möglich, kann eine dokumentierte Schätzung auf Basis verfügbarer Monate, physischer Daten oder eines anderen repräsentativen Proxy verwendet werden. Der geschätzte Zeitraum darf nicht ohne Begründung mit null angesetzt werden.

Wann muss das Basisjahr neu berechnet werden?

Nach dem GHG Protocol kann dies bei wesentlichen strukturellen Änderungen, einer wesentlichen Änderung der Methodik oder Datengenauigkeit sowie bei der Feststellung wesentlicher Fehler erforderlich sein. Das Unternehmen sollte über eine eigene Richtlinie zur Neuberechnung des Basisjahres und einen Wesentlichkeitsschwellenwert verfügen.

Kann der CO2-Fußabdruck einer Organisation als Produkt-CO2-Fußabdruck verwendet werden?

Nein. Es handelt sich um getrennte Analysen. Der Organisationsfußabdruck betrifft die Emissionen eines Unternehmens innerhalb definierter Grenzen und eines bestimmten Zeitraums; der Produktfußabdruck bezieht sich auf ein konkretes Produkt und dessen Lebenszyklus. Produktdaten können jedoch Eingangsdaten für bestimmte Scope-3-Kategorien der Organisation sein.

Quellen und Aktualität der Methodik

• GHG Protocol – Corporate Standard;
• GHG Protocol – Scope 2 Guidance;
• GHG Protocol – Corporate Value Chain (Scope 3) Standard;
• ISO 14064-1:2018;
• ISO 14067:2018;
• KOBiZE (Polen) – Emissionsindikatoren für Strom 2024;
• AIB – European Residual Mix;
• Delegierte Verordnung (EU) 2023/2772 – ESRS;
• Richtlinie (EU) 2026/470;
• Europäische Kommission – geänderte ESRS am 3.07.2026 angenommen;
• EUR-Lex – C(2026) 5010, delegierter Rechtsakt mit geänderten ESRS;
• Polnisches Finanzministerium – Omnibus I und Umsetzung der CSRD-Änderungen in Polen.

Rechtsstand und Standards geprüft zum 20.08.2026: