GRESB Infrastructure ist ein globaler ESG-Benchmark für Infrastruktur und Real Assets, aufgebaut auf dem TCFD-Rahmenwerk und dem GHG Protocol. Jedes Jahr melden Assets über die GRESB-Bewertung Umweltleistungsdaten, um Investoren eine standardisierte Sicht auf ESG-Risiken zu geben. Das GHG Protocol verlangt eine doppelte Berichterstattung der Scope-2-Emissionen, und GRESB akzeptiert marktbasierte Werte. In der Praxis bedeutet das: Der Kauf und die Entwertung von Energieattribut-Zertifikaten (EACs), Zertifikaten für erneuerbare Energien (RECs) in Nordamerika, Herkunftsnachweisen (HKN) in Europa, Erneuerbare-Energie Herkunftsnachweisen (REGOs) im Vereinigten Königreich oder Internationale REC-Standard-Zertifikaten (I-REC) in Schwellenmärkten ermöglicht es einem Asset, in seiner GRESB-Einreichung Strom mit null CO₂-Emissionen zu beanspruchen. Diese Zertifikate fließen direkt in den GRESB Score des Fonds ein. Compliance-Teams müssen sie korrekt prüfen, denn ein besserer Score führt zu höheren Asset-Bewertungen und zu mehr Aufmerksamkeit durch ESG-orientiertes Kapital.
ENTSO-E definiert eine Gebotszone als das größte geografische Gebiet, in dem Marktteilnehmer Strom handeln können, ohne dass eine Kapazitätszuweisung erforderlich ist. Die CACM-Verordnung führte dieses Konzept ein, um strukturelle Engpässe in den europäischen Strommärkten zu steuern. Die Relevanz für EACs ist vielschichtig: Wenn Sie im Nachhaltigkeitsbereich arbeiten, lohnt es sich, Gebotszonen zu verstehen, weil sie in Diskussionen über präzisere Abgrenzungen für marktbasierte Scope-2-Instrumente häufig vorkommen – insbesondere Herkunftsnachweise (HKN) / Guarantee of Origin (GoO) in Europa. Die zentrale Idee in bestimmten Programmen wie RE100 ist, regulatorische Übereinstimmung und physische Konnektivität zwischen Regionen zu priorisieren – präzises geografisches Matching über Gebotszonen ist ein eng verwandtes Thema in dieser Diskussion. Wenn die Beschaffung von HKN mit der Gebotszone übereinstimmt, in der der Strom tatsächlich gekauft und geliefert wird, wird es einfacher, über lokal gematchte HKN eine starke und glaubwürdige Aussage zu berichten. Das Tracking all dessen erfolgt über separate nationale Register, eines pro Land – was schnell unübersichtlich wird, wenn Sie grenzüberschreitend tätig sind. Soldera führt diese in einer einzigen Plattform zusammen, damit Sie sich nicht in fünf verschiedenen Registern einloggen müssen, um Zertifikate zu verwalten.
Gebündelte Beschaffung bedeutet, Strom und EACs über einheitliche Transaktionen zu liefern – im Gegensatz zu separaten oder unabhängigen Übertragungen von entbündelten EACs. Der Mechanismus beschreibt häufig ein Szenario, in dem ein Erzeuger Strom und Zertifikate gleichzeitig an denselben Käufer über einheitliche kommerzielle Mechanismen verkauft, z. B. über PPAs. „Gebündelt“ setzt jedoch nicht zwingend voraus, dass EACs vom exakt gleichen Erzeuger stammen wie die verkaufte Energie, noch dass sie mit dem Erzeugungszeitraum des gelieferten Stroms übereinstimmen müssen. Entscheidend ist vielmehr nur, dass Energie und EACs Teil desselben Vertrags sind.
Granulares Zertifikatsmatching (konzeptionell auch allgemeiner als „Granularität“ bezeichnet) verknüpft Erzeugungszeitstempel mit EAC-Entwertungsintervallen in unterjähriger Auflösung und stellt so sicher, dass die Erzeugung erneuerbarer Energie und die EAC-Entwertung in zeitlich eng abgestimmten Zeitfenstern stattfinden (mitunter bis hin zu stündlich oder unterstündlich) – was die Glaubwürdigkeit eines Claims erhöht. Es gibt Gruppen und Bündnisse, die sich der Zusammenarbeit zu diesem Thema widmen, etwa SEForAll und 24/7 Carbon Free Energy, die den Austausch und Dialog fördern. Obwohl „stündliches Matching“ als Diskussionsthema und potenzieller Standard, zu dem sich der Markt entwickeln könnte, an Bedeutung gewinnt, ist derzeit nicht klar, wie sich eine stärkere Granularität auf die EAC-Preisdynamik auswirken würde oder ob die Marktinfrastruktur für diesen Schritt bereits gerüstet ist (zumindest kurzfristig).
Herkunftsnachweise (HKN) erfassen die Attribute erneuerbaren Stroms in den europäischen Märkten über das konventionelle Book-and-Claim-Prinzip und fungieren als Europas dominierendes EAC. Erzeuger erhalten einen HKN pro ins Netz eingespeister Megawattstunde, und die Ausstellung erfolgt nach der Übermittlung der Produktionsdaten an den jeweiligen nationalen Registerbetreiber. Herkunftsnachweise werden gekauft und verkauft und scheiden durch Ablauf oder Entwertung aus dem Angebot aus.
HKN werden durch die EU-Richtlinie 2023/2413 (allgemein bekannt als REDIII) reguliert und über die EECS-Regeln (unter Aufsicht der AIB) operationalisiert.
ISCC PLUS ist eine freiwillige Zertifizierung, die nachverfolgt, ob biobasierte und zirkuläre Materialien tatsächlich dort ankommen, wo Unternehmen angeben, dass sie landen. Sie nutzt einen Massenbilanzansatz und bilanziert nachhaltige Einsatzstoffe entlang der Lieferkette, statt sie in jedem Schritt physisch zu trennen. Das System baut auf ISO 14067 sowie den Anforderungen der EU RED II auf.
ISCC PLUS deckt die Materialseite der Nachhaltigkeit (Scope 3) ab, nicht die Energieseite (Scope 2). In der Praxis überschneidet sich beides jedoch. Unternehmen, die ISCC-Audits durchlaufen, müssen häufig auch nachweisen, dass die in der Produktion eingesetzte Energie aus erneuerbaren Quellen stammt. Das bedeutet den Kauf und die Entwertung von Energieattribut-Zertifikaten (EACs) – entweder Herkunftsnachweisen (HKN) in Europa oder Zertifikaten für erneuerbare Energien (RECs) in Nordamerika – über Register oder integrierte Plattformen wie Solderas Virtual Accounts.
Der Audit-Aspekt ist der Punkt, an dem es praktisch wird. Wenn ein Unternehmen die Nutzung erneuerbarer Energien behauptet, aber keine Entwertungszertifikate über ein anerkanntes Register vorlegen kann, hält diese Aussage nicht stand.
Über The I-TRACK Foundation betrieben, sind Internationale REC-Standard-Zertifikate (I-RECs) die vorherrschenden internationalen Energieattribut-Zertifikate (EACs) und können über das Evident-Register oder virtuelle Konten genutzt werden. Im Gegensatz zu anderen EACs verfallen sie nie. Sie müssen im selben Markt entwertet werden, in dem die Energie erzeugt wurde, und entsprechen einer Megawattstunde (MWh) erneuerbarer Erzeugung. I-RECs werden von lokalen Ausstellern ausgegeben: Alle I-REC-Aussteller werden von Evident veröffentlicht, ebenso wie eine Liste der I-REC(E)-Teilnehmenden.
Eine Marktgrenze ist das geografische Gebiet – meist ein einzelnes Stromnetz oder eine Jurisdiktion auf Landesebene –, in dem Strom erzeugt und verbraucht wird. Sowohl die GHG Protocol-Leitlinien zu Scope 2 (werden in Kürze überarbeitet, um diese Regel in Europa weiter zu verschärfen) als auch RE100 verlangen, dass marktbasierte Aussagen zu erneuerbaren Energien innerhalb dieser Grenzen bleiben – einschließlich regulatorischer Grenzen (Regulierungsregime müssen innerhalb einer Marktgrenze übereinstimmen, damit eine gültige Übertragung möglich ist). Ein in Großbritannien gekauftes REGO kann daher nur den Verbrauch in Großbritannien abdecken, ein Herkunftsnachweis (HKN) / Guarantee of Origin (GoO) gilt für an den AIB-Hub angeschlossene Länder (oder funktioniert zunehmend nach dem Prinzip „AIB grid-connected“), ein REC gilt in Nordamerika, und ein I-REC gilt in dem Land, in dem es ausgestellt wurde. Das Zertifikat muss zu dem Ort passen, an dem Ihre tatsächliche Stromlast liegt. Wenn ein Unternehmen in mehreren Ländern tätig ist – jedes mit eigenem Register und eigenen Regeln –, wird es schnell zu einem echten Kopfzerbrechen, den Überblick zu behalten. Deshalb setzen Teams auf Plattformen mit globalen Register-Integrationen und virtuellen Konten wie Soldera.
Die Merit-Order ist die Regel, die bestimmt, welche Kraftwerke zuerst laufen. Die günstigsten Quellen werden vor den teureren eingesetzt – was in der Praxis bedeutet, dass Erneuerbare vor Gas oder Kohle zum Zug kommen. Mehr Wind und Solar im Netz drückt die Großhandelsstrompreise, weil fossile Kraftwerke weiter entlang der Angebotskurve nach hinten rücken. Sowohl das EU-Strommarktdesign als auch der britische Balancing Mechanism funktionieren so. Für die CO₂-Bilanzierung ist entscheidend, dass die Merit-Order nur beschreibt, was physisch im Netz passiert. Sie sagt nichts darüber aus, wer den sauberen Strom für sich beanspruchen darf. Das ist ein völlig anderes System. Das Scope-2-Reporting nach dem GHG Protocol stützt sich auf Energieattribut-Zertifikate wie Herkunftsnachweise (HKN) / Guarantee of Origin (GoO), um die Eigentümerschaft an erneuerbarer Energie auf dem Papier nachzuverfolgen. Unternehmen kaufen und entwerten GoOs über AIB-Register oder über Plattformen wie Soldera Virtual Accounts – und dieser vertragliche Prozess ist es, der ihre Erneuerbaren-Ansprüche tatsächlich untermauert, unabhängig davon, was das Netz zu einem bestimmten Zeitpunkt gerade gemacht hat. Compliance-Teams arbeiten damit faktisch gleichzeitig nach zwei getrennten Logiken: der physischen Realität, welche Anlagen liefen, und der vertraglichen Dokumentationsspur, die ihre Beschaffung erneuerbarer Energien belegt. Beides korrekt hinzubekommen, trennt glaubwürdiges Scope-2-Reporting von Greenwashing.
Die NHS Net Zero Supplier Roadmap legt den Zeitplan fest, den jeder NHS-Lieferant einhalten muss, um das Net-Zero-Ziel des Gesundheitsdienstes für 2045 zu erreichen. Sie wird schrittweise eingeführt. Seit April 2024 benötigt jedes Unternehmen, das sich um NHS-Verträge bewirbt, einen Carbon Reduction Plan (CRP). Die nächsten Meilensteine folgen 2027 und 2028: Dann müssen Lieferanten ihre vollständigen globalen Scope-1-, Scope-2- und Scope-3-Emissionen berichten und CO2-Fußabdrücke auf Produktebene bereitstellen.
Energieattribut-Zertifikate (EACs) sind die Methode, mit der Lieferanten Scope 2-Emissionen handhaben, die den Stromverbrauch abdecken. Im Vereinigten Königreich heißen diese Zertifikate REGOs. Durch den Kauf können Unternehmen die „market-based“-Berichtsmethode nutzen – das heißt, ihre erneuerbaren Stromkäufe werden tatsächlich in den Zahlen abgebildet. Das senkt den ausgewiesenen CO2-Fußabdruck und hält das Unternehmen als Lieferant für den NHS zulässig.
Power Purchase Agreements binden Stromabnehmer über Verträge mit Laufzeiten von 10–25 Jahren, gelegentlich auch länger, an bestimmte Erzeugungsanlagen und ermöglichen so eine langfristige Absicherung und Planbarkeit der Stromkosten. Physische PPAs liefern Strom, typischerweise über das Netz. Finanzielle PPAs (auch als virtuelle PPAs oder Differenzkontrakte bezeichnet) gleichen die Differenz zwischen dem vertraglichen Ausübungspreis und Großhandelsmarktindizes aus. Erneuerbare PPAs sind vertragliche Instrumente im Rahmen des marktbasierten Scope 2, da Umweltattribute übertragen werden: Typische PPA-Strukturen schließen Zertifikatsübertragungen ausdrücklich ein.
RE100 fungiert als privater Standard & Initiative für die Beschaffung von Unternehmensstrom. Mitgliedsunternehmen beziehen 100 % erneuerbaren Strom – im Einklang mit ihren selbst festgelegten Fristen. Die Initiative definiert zulässige Beschaffungsinstrumente und glaubwürdige Aussagen über technische Spezifikationen und Leitlinien, die von The Climate Group gepflegt werden.
NYCs Local Law 97 erlaubt Gebäudeeigentümern, Zertifikate für erneuerbare Energien (RECs) zu nutzen, um strombezogene CO₂-Grenzwerte auszugleichen. Regel 103-06 legt fest, wie das funktioniert. Die wichtigste Einschränkung ist geografisch: Ihre RECs müssen von Erzeugern im NYC-Stromnetz (Zone J) stammen oder über das Tier-4-Programm von NYSERDA. Ein Zertifikat von einem Windpark in Texas reicht nicht aus. Genau hier unterscheidet sich Local Law 97 von anderen Zertifikatesystemen weltweit. REGOs im Vereinigten Königreich, Herkunftsnachweise (HKN) / Guarantee of Origin (GoO) in Europa und internationale I-RECs erlauben es, erneuerbare Energie zu beanspruchen, ohne nachweisen zu müssen, dass sie in ein bestimmtes Netz geliefert wurde. Local Law 97 tut das nicht. Wurde der Strom nicht in Zone J erzeugt oder in Zone J eingespeist, zählt er nicht. Für die Compliance müssen geeignete RECs über die Tracking-Plattform NYGATS entwertet werden, damit sie auf die Ziele für 2024 angerechnet werden. Wenn Sie das falsch machen, drohen Strafen – daher lohnt es sich, doppelt zu prüfen, ob die Zertifikate, die Sie kaufen, die Standortanforderungen tatsächlich erfüllen, bevor Sie davon ausgehen, dass sie die Verpflichtungen Ihres Gebäudes abdecken.
Der Regelenergiemarkt ist ein Echtzeitsystem, das von Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) betrieben wird, um Stromangebot und -nachfrage abzugleichen – typischerweise in 15-Minuten-Abrechnungsfenstern nach ENTSO-E-Regeln. Er dient dazu, das Stromnetz physikalisch stabil zu halten – und sonst nichts.
Nicht verwechseln: Der Markt für Energieattribut-Zertifikate ist etwas völlig anderes. Die beiden Welten werden gelegentlich verwechselt, lösen aber unterschiedliche Probleme: Regelenergiemärkte halten Angebot und Nachfrage im Stromnetz in Echtzeit im Gleichgewicht, während Zertifikate eine buchhalterische Ebene sind, mit der Nachhaltigkeitsteams nachweisen können, woher ihr Strom stammt.
Der Residual Mix beschreibt das Attributprofil (den Erneuerbaren-Status der beschafften Energie), das übrig bleibt, nachdem Entwertungen von Zertifikaten nachverfolgte Erzeugung aus regionalen Pools entfernen. Er wird jährlich von Organisationen wie AIB (European Attribute Mix), DESNZ (Residual-Mix-Daten des Vereinigten Königreichs), Green-e (Methodiken zum nordamerikanischen Residual Mix) berechnet. Diese Organisationen nutzen den Residual Mix, um Verbrauchern von Strom, die keine Zertifikate entwerten, faktisch marktbasierten Emissionsfaktoren zuzuordnen.
Der Residual Mix ist nicht mit den netzdurchschnittlichen Emissionsfaktoren zu verwechseln, die im standortbasierten Reporting verwendet werden. Lesen Sie mehr in unserem Residual-Mix-Leitfaden hier.
