EAC-köparguide till geografisk matchning, aktivitetsområden och leveransbarhetsregioner enligt SBTi CNZS V2.0

SBTi:s nya Corporate Net Zero Standard (CNZS) V2.0 , om du inte redan har hört det, kommer att förändra hur geografisk matchning ska ske. Den här artikeln är en heltäckande guide till nya centrala fackbegrepp som hållbarhetsteam och företagsköpare av förnybar energi behöver förstå fullt ut: aktivitetsområden och leveransbarhetsregioner .

Den här artikeln introducerar begreppet aktivitetsområde och därefter hur leveransbarhetsregioner är det nya huvudsakliga geografiska begreppet som avgör giltig anskaffning av energiattributcertifikat (EAC) . Det vill säga varifrån ett EAC-certifikat kan anskaffas i förhållande till energiförbrukningen. Vi går igenom de exakta byggstenarna i vad som gör ett EAC-certifikat levererbart, eftersom levererbarhet enligt SBTi nu är en av några avgörande faktorer för vad som räknas som legitim EAC-användning vid ett företags implementering av Scope 2-mål. Även om den här artikeln fokuserar specifikt på levererbarhet kan du, för bredare kontext kring den senaste CNZS-versionen, läsa vår fullständiga genomgång här .

Först, grunden för paketerad kontra separat upphandling

Observera att SBTi:s CNZS V2.0 inte alls förbjuder separat upphandling av EAC-certifikat. Men eftersom många punkter i den här artikeln är oupplösligt kopplade till fysisk energilevererbarhet mellan regioner är paketerad upphandling via ett fysiskt PPA i praktiken standard i dessa fall, medan separata EAC-certifikat i praktiken är begränsade till användning endast inom sina ursprungliga aktivitetsområden (på grund av avsaknad av fysisk energiöverföring). Att boka fysisk överföringskapacitet mellan aktivitetsområden gör inte i sig ett separat EAC-certifikat som utfärdats i det första aktivitetsområdet giltigt för användning.

Vad menar SBTi egentligen med ett aktivitetsområde?

EAC-köpare som följer målbanan för LCE-anpassning (ökad andel använd el med låga koldioxidutsläpp) behöver förstå aktivitetsområden . I V2-kriterierna anges kravet: företag ombeds att sätta en gräns för aktivitetsområdet på minsta rimliga geografiska eller operativa nivå och förklara varför den gränsen är rimlig. Aktivitetsområden bör därför förstås innan kvalificerande EAC-annulleringar kan göras.

Aktivitetsområde :

Ett gemensamt system av aktiviteter som betjänar den rapporterande enheten, definierat vid den minsta systemgräns inom vilken den specifika aktivitet eller de aktiviteter som betjänar företaget inte rimligen kan identifieras. Exempel är gasnät (scope 1), elnät (scope 2), försörjningsområden (scope 3) och logistiknätverk (scope 3) (anpassat från Brander & Bjørn, 2023 och VCI, 2025 ).

Det enklaste sättet att förstå detta specifikt för Scope 2 är att organisationer, baserat på sina förbrukningsplatser, kan ha flera aktivitetsområden och att dessa aktivitetsområden var för sig kopplas till gränserna för olika leveransbarhetsregioner, vilket förklaras nedan.

Så, vad är en leveransbarhetsregion?

I SBTi Glossary definieras både leveransbarhet och leveransbarhetsregion. Observera att dessa definitioner inte är helt slutgiltiga, eftersom leveransbarhetsregioner kan bli föremål för riktade revideringar när GHG Protocols revideringsprocess har avslutats.

Levererbar (el):

En källa för elproduktion som kan betjäna en specifik källa för elförbrukning (anpassat från GHG Protocol, 2025 ).

Leveransbarhet (el):

Förmågan hos en källa för elproduktion att betjäna en källa för elförbrukning ( anpassat från GHG Protocol, 2025 ).

Leveransbarhetsregion (el):

Ett geografiskt område där alla källor för elproduktion som är anslutna till ett synkront elnät rimligen kan förväntas betjäna källor för elförbrukning som är anslutna till samma nät.

En leveransbarhetsregion väger samman följande aspekter av ett område i elsystemet: (i) gränser för synkrona elnät; (ii) överföringsbegränsningar; och (iii) regional sammankoppling ( anpassat från GHG Protocol, 2025 ).

I stora drag innebär en aktivitetsområde för Scope 2 en leveransbarhetsregion, och i Europa är den bästa tillgängliga approximationen för en leveransbarhetsregion det enskilda elprisområdet. SBTi gjorde i slutänden inte detta till en uttrycklig koppling, men det finns inget mer granulärt i marknadsstrukturen.

Att behandla varje europeiskt elprisområde som en separat leveransbarhetsregion, och därmed som en separat aktivitetsområde, är det standardantagande som validerare sannolikt är mest benägna att acceptera, även om det fortfarande är ditt antagande (och din bevisbörda) att motivera snarare än en tydlig, SBTi-angiven gräns som du kan hänvisa till.

Den slutliga CNZS V2.0 publicerar inte själv någon definitiv karta över globala leveransbarhetsregioner, så när köpare tar fram sina aktivitetsområden behöver de göra sin egen operativa kartläggning och inkludera alla antaganden och den evidens som använts. Följande uppdelning är utformad för att göra processen enklare genom att bryta ned definitionen av leveransbarhetsregion, en aspekt i taget.

Leveransbarhetsregion aspekt 1: Vad är nätsynkronicitet?

Nätfrekvens: Viktig kontext till definitionen ovan är att elektroner inte rör sig i ledningar i en linjär bana från generator till förbrukningspunkt. De rör sig hela tiden fram och tillbaka, vilket kallas växelström. När mer energi matas in i elnätet är målet att behålla målfrekvensen - den takt med vilken elektronerna växlar fram och tillbaka, mätt i hertz. Elnät har en målfrekvens, och när två eller fler nät delar samma elektriska frekvens (t.ex. 60 Hz) och är faslåsta kallas detta synkronicitet. Marknaden som finns enbart för att hålla elnätet stabilt kallas balansmarknaden .

Europeisk kontext: I Europa arbetar alla elnät vid 50 Hz, men de är inte alla faslåsta med varandra. För en karta över synkrona zoner, se här . På Europas fastland skulle Continental Europe Synchronous Area enligt SBTi anses vara ett synkront elnät över ett större område , men det är inte tillräckligt i sig för att motivera leveransbarhet, eftersom det bara på ett lämpligt sätt kan uppfylla aspekt 1 i definitionen av ett leveransbarhetsregion. Det innehåller i sig leveransbarhetsregioner - giltig EAC-anskaffning måste ske på ett sätt som respekterar hela definitionen, beroende på att aspekt 2 respektive 3 respekteras - läs vidare.

Leveransområde aspekt 2) Vad är överföringsbegränsningar?

Överbelastning & elområden: Du kan tänka på överföringsbegränsningar som när de fysiska kraftledningarnas överföringskapacitet hamnar under press. SBTi anser att detta är relevant eftersom det speglar en fysisk begränsning som påverkar den fysiska leveransbarheten för energi inom ett synkront elnät över ett större område . När allt kommer omkring är de fysiska gränser som styr infrastrukturen för ett synkront elnät över ett större område skälet till att elområden (en typ av kommersiell indelning) finns, där olika grossistpriser på el syns när förhållanden med begränsad kapacitet uppstår. Grossistmarknader för el omfattar terminskontrakt, dagen före-handel & intradagshandel.

Elområden som proxy för leveransbarhetsregioner: SBTi gör det ganska enkelt för energi- och EAC-köpare: elområden är redan byggda för att dela upp synkrona elnät efter strukturell överbelastning. Därför är köp inom samma elområde en rimlig första proxy för att helt undvika detta, så länge företaget kan förklara varför denna gräns är det minsta rimliga leveransbaserade systemet. Du kan se europeiska elområden här . Den faktiska SBTi-gränsen är fortfarande leveransbarhetsregiont , som inte alltid motsvarar detta ett-till-ett åt något håll, och intern överbelastning inom ett elområde kan fortfarande förekomma, så det är fortfarande en proxy snarare än en formellt fastställd gräns. Det är upp till dig - enskilda områden kan vara kraftigt överbelastade (vilket gör den verkliga regionen mindre än området), och hög regional sammankoppling inom samma synkrona elnät kan göra att angränsande områden i praktiken är obegränsade (vilket gör den större). SBTi har lämnat detta åt dig att motivera.

Påverkan på giltigheten för frikopplade EAC-certifikat: Om vi antar en utbredd och giltig användning av elområdesproxyn framöver: Om du vill matcha EAC-certifikat över elområden blir anskaffning av frikopplade EAC-certifikat praktiskt taget omöjlig, och ett fysiskt PPA blir den praktiska standardlösningen, eftersom du förväntas bevisa överförings- eller sammanlänkningsrätter mellan dessa elområden.

Bevisa överföring: Vid bevisning måste både EAC-utfärdande och fysisk energiöverföring ske inom ±12 månader från den underliggande elförbrukningen, såvida inte längre tidsramar är motiverade, t.ex. genom etablerade vintage-regler. Detta tar inte heller hänsyn till eventuella fristående krav och alternativ för timrapportering respektive timmatchning, som beskrivs fullt ut i CNZS. När det gäller överföringsbevisning har SBTi ännu inte publicerat en stängd eller uttömmande lista över godtagbar dokumentation, men bevisningen kommer sannolikt att ha följande branschstandardiserade format:

• Physical Transmission Rights (PTRs): Giltiga PTR:er visar att fysisk gränsöverskridande överföring har skett eller kommer att ske. All dokumentation som används visar mest trovärdigt att de formellt har nominerats för leverans eller fysiskt avräknats/levererats, snarare än att de enbart har tilldelats, lämnats outnyttjade eller avräknats finansiellt. PPA:er som uttryckligen säkrar överföringskapacitet kommer sannolikt också att godtas.
• TSO Settlement Proofs: Om bevisning sker i efterhand kan officiella nätregister användas som bevis, förutsatt att de verifierar att energischeman fysiskt tilldelades över sammanlänkningen under den specifika förbrukningsperioden.

Leveransregionsaspekt 3) Vad är regional sammankoppling?

Denna aspekt delas upp i två lika viktiga överväganden.

1. Fysisk sammankoppling: Utöver de storskaliga synkrona elnäten som definieras i aspekt 1, och de elområden som uppstår till följd av överföringsbegränsningar och definieras i aspekt 2, kan hela storskaliga synkrona elnät själva vara sammankopplade, till exempel Norden och kontinentala Europa. Till skillnad från den AC-anslutning som beskrivs i aspekt 1 använder regional sammankoppling vanligen HVDC-kablar (högspänd likström) för att överbrygga separata marknadszoner. För köpare kan fysisk koppling kontrolleras för att bekräfta att två zoner är sammankopplade. På samma sätt som beskrivs i aspekt 2 måste fysisk sammankoppling bevisas. För tydlighetens skull krävs särskild bevisning av överföringsrättigheter över HVDC-länkar och fristående system.
2. Anpassning av marknadsinstrument: EAC-användning över flera pooler är tillåten så länge de håller sig inom sina regulatoriska gränser, det måste vara juridiskt tillåtet att överföra dem mellan de regioner där energin flödar enligt de fysiskt sammankopplade nätregioner som beskrivs ovan. Ett EAC-certifikat måste vara giltigt utfärdat, överfört och annullerat via ett säkert spårningssystem som förhindrar dubbelräkning. I Europa är AIB-Hub-anslutna register som följer European Energy Certificate System standarden här*. Soldera erbjuder ett värdbaserat konto som fungerar med alla AIB-Hub-anslutna register, så du behöver inte öppna eller hantera separata konton i varje register.

Observera att Island och Cypern inte har några HVDC-länkar till Europa , så trots AIB-Hub-anslutning betraktas exporterade isländska och cypriotiska EAC-certifikat inte som AIB-Grid-anslutna , och är därför inte tillåtna för användning enligt aspekt 3 i SBTi:s krav på leveransbarhetsregioner . Det omvända (EAC-import till båda öarna) är också oförenligt med CNZS V2.0 på grund av deras status som “isolerade” marknader.

Så när du nu förstår hur leveransbarhetsregioner formuleras, vilken påverkan har CNZS V2.0?

Eftersom elförbrukning bara kan matchas med EAC-certifikat som kommer från samma leveransbarhetsregion som förbrukningspunkten, kräver SBTi CNZS V2.0 i praktiken uttrycklig lokal matchning (definierad av leveransbaserade aktivitetsområden) med några få undantag.

Vilka undantag gäller?

Det finns några undantag från strikt matchning mot leveransbarhetsregion i kriterierna beroende på situation. Dessa undantag speglar ungefär de delar av definitionen som behandlats tidigare, tillsammans med kommersiella undantag som ska göra det enklare för konsumenter. Om EAC-certifikat omfattas av något av följande villkor är strikt matchning mot leveransbarhetsregion inte ett absolut krav.

• Skydd för befintliga avtal : Om du tecknade ett långsiktigt avtal (oftast ett PPA ) och hade tillämpat dess EAC-certifikat på dina aktivitetsområden före ikraftträdandedatumet den 1 februari 2027 , kan du fortsätta använda EAC-certifikaten från det avtalet i samma aktivitetsområden, fördelade efter lastviktning, tills avtalet löper ut. Leveransgiltigheten för dessa avtal anses vara "grandfathered" under avtalstiden , vilket innebär att de inte behöver följa nya regler för leveransbarhetsregioner. Du kommer däremot inte att kunna förnya dessa avtal enligt gamla regler, och du kan inte lägga till nya aktivitetsområden i ett grandfathered avtal.
• Ny kapacitet = en enda PPA tillåten : För företag med last som sträcker sig över två eller fler sammankopplade aktivitetsområden inom samma synkrona elnät över ett större område (gå tillbaka till aspekt 1 i definitionen av leveransbarhetsregion för en påminnelse), får du använda ett LCE-PPA från vilken som helst av de aktivitetsområden där din verksamhet finns och du behöver inte heller bevisa överföringsrättigheter för varje överföring. Men detta bygger på att några saker stämmer.
  • 1) Uttag enligt PPA:t måste börja inom 36 månader efter att projektet tagits i drift.
  • 2) Tillhörande EAC-användning över flera grupper är tillåten så länge de håller sig inom sina regulatoriska gränser.
  • 3) Själva PPA:t måste täcka den sammanlagda förbrukningen i dessa aktivitetsområden, inte bara en del av lasten.
• Upphandling på sektornivå: SBTi vet att det ibland är omöjligt att upphandla verifierbar energi med låga koldioxidutsläpp inom en specifik nätregion. Även om kostnad i sig inte är en giltig strukturell begränsning, är du undantagen från leveranskraven om du kan visa att tillräcklig LCE inte kan avtalas inom aktivitetsområdet eller de sammankopplade regionerna under målperioden, tillsammans med en beskrivning av de steg du tar för att åtgärda bristerna i ditt område. Som följd får du använda upphandling på sektornivå (det vill säga utanför ditt aktivitetsområde, men inom ett systemiskt relevant elsystem) bara så länge den strukturella begränsningen kvarstår. Basis for Conclusions ger bakgrund till varför SBTi landade här; det blev allt tydligare genom återkopplingen från flera samråd att strikta krav på lokal matchning kunde vara ogenomförbara i system med begränsat utbud.

Vad bör EAC-köpare som följer SBTi göra nu?

1. Förneka inte verkligheten: Börja med att inse att dessa krav är verkliga och bindande om du vill uppfylla V2.0-målen. Bara för att EAC-certifikat kan överföras till ditt målregister betyder det inte att de är gångbara enligt SBTi. Billiga certifikat från avlägsna marknader kan fortfarande gå att importera och verka lockande, men de klarar inte SBTi:s tester för leveransbarhet för en viss aktivitetsområde utan ett legitimt undantag. Räkna inte med att kunna göra noll förändringar i din nuvarande inköpsstrategi och inte bli avslöjad.
2. Möjligt ≠ tillåtet: Register kommer inte att ändra hur de fungerar bara för att SBTi sätter strikta regler. Detta är särskilt viktigt för ursprungsgarantier i Europa, där registerinteroperabilitet kan få gränsöverskridande överföringar att kännas enkla, även om privata standarder som SBTi inte accepterar annulleringar av EAC-certifikat som inte uppfyller deras behörighetskriterier.
3. Inse att leveransbarhet bara är ett krav som EAC-certifikat måste uppfylla: V2.0 införde ändringar i krav på produktionsenheters ålder, stödberättigade LCE-tekniker och timvis rapportering. Vår fullständiga guide går igenom detta här .
4. Börja förbereda era system nu: Även om valideringar börjar 2027, med ett definitivt stopp för inlämning av V1.3.1-mål den 31 januari 2028, bör ni inte vänta så länge med att förbereda er. Hållbarhetsteam behöver börja definiera sina aktivitetsområden, vilket innebär att förstå om organisationens förbrukning är spridd över leveransbarhetsregioner enligt definitionerna i denna artikel, och att förbereda sina inköpskanaler för EAC-certifikat därefter.

Låt Soldera hjälpa till.

Låt Soldera automatisera era SBTi-inköpskrav. Vi kan hjälpa till med att definiera ert aktivitetsområde och automatiskt mappa er gränsöverskridande förbrukning mot gångbara EAC-certifikat. Vår mjukvarubaserade modell ger marknadstillgång till obundlade EAC-certifikat från över 4 000 produktionsenheter som för närvarande använder vår plattform för försäljning, så oavsett vilka leveransbarhetsregioner er förbrukning omfattar kan vi absolut hjälpa till. Och om ni köper via PPA:er hanterar Soldera även EAC-operationerna inom ert PPA, där vår Registry Bridge-infrastruktur automatiskt annullerar inkommande certifikat i rätt lokalt register per aktivitetsområde. Från en plattform kan ni exportera revisionsklar primär dokumentation från hur många lokala register som helst.

Boka en demo om du vill stresstesta era Scope 2-inköp mot V2.0-kriterierna utan att lägga timmar på manuell filtrering efter de certifikat ni behöver.