Q&A zu KI-Rechenzentren und Emissionen: Wissenswertes zur CO2-Bilanzierung

Mit dem Einsatz künstlicher Intelligenz (KI) steigt auch der Energiebedarf von Rechenzentren. Im Jahr 2024 haben US-Rechenzentren etwa 200 Terawattstunden verbraucht – was in etwa dem Jahresstromverbrauch Thailands entspricht.¹ 2025 sind die Treibhausgasemissionen der USA um 2,4% gestiegen, was zum Teil auf den Ausbau von Rechenzentren für KI und den erhöhten Verbrauch von Kohle zurückzuführen war, um das Wachstum des Strombedarfs zu decken.²

Was bedeutet das für den CO₂-Fußabdruck von Unternehmen, die im Bereich KI tätig sind? Um diese Frage zu beantworten, haben wir mit Michael Gillenwater gesprochen, dem geschäftsführenden Direktor, Dekan und Mitbegründer des Greenhouse Gas Management Institute und Mitglied des ESG-Forschungs- und -Wissenschaftsnetzwerks von Dimensional. Wir wollten die Herausforderung der CO₂-Bilanzierung und die Auswirkungen der weit verbreiteten Einführung von KI auf den CO₂-Fußabdruck von Unternehmen besser verstehen.³

In Teil 1 dieser zweiteiligen Serie erläutert Gillenwater die Grundlagen der CO₂-Bilanzierung. In Teil 2 gehen wir der Frage nach, wie sich der steigende Energieverbrauch von KI-Rechenzentren in der CO₂-Bilanz eines Unternehmens niederschlägt.

Dimensional: Beginnen wir mit den Grundlagen: Können Sie uns eine kurze Einführung in die CO₂-Bilanzierung geben und Scope-1-, Scope-2- und Scope-3-Emissionen erläutern? 

Gillenwater: Bei der Treibhausgasbilanzierung geht es vor allem darum, die Verantwortung für Emissionen einer Einheit zuzuweisen, zum Beispiel einer Stadt, einem Land oder einem Unternehmen. Das GHG-Protocol hat im Jahr 2001 den ersten international anerkannten Leitfaden veröffentlicht, um Unternehmen bei der Bilanzierung ihrer CO₂-Emissionen zu unterstützen. Durch eine Bestandsaufnahme ihrer Emissionen erhalten Unternehmen Informationen, mit denen sie die Quellen ihrer Emissionen evaluieren und Ziele zur Steuerung und Reduzierung ihres CO2-Fußabdrucks definieren können.

Die drei „Scopes“ stammen aus dem GHG-Protocol und sollen direkte von indirekten Emissionsquellen abgrenzen. Scope 1, das erste Segment, ist intuitiv am verständlichsten: Scope-1-Emissionen sind einfach die direkten Emissionen aus Anlagen, die einem Unternehmen gehören oder von ihm betrieben werden. Beispielsweise würden die physischen Emissionen einer unternehmenseigenen Fabrik in die Scope-1-Emissionen des Unternehmens einfließen.

Scope-2- und Scope-3-Emissionen sind dagegen indirekte Emissionen, die nicht aus unternehmenseigenen oder -betriebenen Anlagen stammen, sondern aus Quellen, die anderweitig mit dem Unternehmen in Verbindung stehen, zum Beispiel die Emissionen eines wichtigen Lieferanten. Das GHG-Protocol unterscheidet zwischen zwei Arten indirekter Emissionen: Scope 2 erfasst Emissionen aus eingekauftem Netzstrom, Dampf, Wärme und Kälte zur Deckung des Eigenbedarfs des Unternehmens, Scope 3 enthält alle sonstigen Emissionen.

Man könnte alle indirekten Emissionen auch in einer Kategorie zusammenfassen, doch das GHG-Protocol hat für gekaufte Energie eine eigene Kategorie mit eigenen Regeln geschaffen, die Scope-2-Emissionen. In Abbildung 1 sind alle drei Kategorien dargestellt.

Dimensional: Warum hat das GHG-Protocol eine eigene Kategorie für den Verbrauch von eingekaufter Energie geschaffen? Ist diese Kategorie durch die besonderen Eigenschaften des Energieverbrauchs gerechtfertigt?

Gillenwater: Emissionen aus gekaufter Energie werden aus mehreren Gründen von anderen indirekten Emissionen getrennt ausgewiesen, unter anderem weil die Stromerzeugung weltweit eine der größten Quellen von Treibhausgasemissionen darstellt – Schätzungen zufolge ist die Erzeugung von Strom und Wärme heute für mindestens ein Drittel der weltweiten Treibhausgasemissionen verantwortlich.⁴ Eine getrennte Erfassung dieser Emissionen kann nützlich sein: Abnehmer können helfen, diese Emissionen zu reduzieren, indem sie ihren Stromverbrauch senken und verstärkt alternative, kohlenstoffarme Ressourcen nachfragen. 

Dimensional: Wie werden die Emissionen aus gekaufter und verbrauchter Energie gemessen?

Gillenwater: Emissionen aus dem Stromverbrauch lassen sich nur schwer messen. Strom ist insofern ungewöhnlich, als das Netz eine Verbundressource ist. Die von verschiedenen Anbietern erzeugte Energie, zum Beispiel Windenergie, Sonnenenergie oder Energie aus Kohle, vermischt sich im Netz und wird als undifferenziertes Energieprodukt an die Abnehmer weitergeleitet. Als Abnehmer können Sie also nicht feststellen, ob Ihre Energie von einem Windpark, Sonnenkollektoren, fossilen Brennstoffen oder aus irgendeiner anderen Quelle stammt – den Gesetzen der Physik nach ist es eine Mischung aus all diesen Quellen. Und da die Emissionen Ihres Energieverbrauchs von der Energiequelle abhängen, muss man den Verbrauchern diese Emissionen auf Grundlage der kombinierten Emissionsraten aller dieser Quellen zuweisen.

Hier kommt die Netzmittelung ins Spiel. Es ist unmöglich zu sagen, dass Ihr Strom vollständig aus einem bestimmten Windpark stammt. Standardmäßig wird daher ein durchschnittlicher Emissionsfaktor (Tonnen CO₂-Äquivalente pro Megawattstunde) verwendet, um die Scope-2-Emissionen eines Unternehmens zu schätzen. Diese Methode wird oft als „standortbasierte Methode“ bezeichnet, da sie die durchschnittlichen Emissionen aller Stromerzeuger innerhalb der Region erfasst, in der der Strom verbraucht wird.

Die meisten Unternehmen nutzen einen durchschnittlichen jährlichen Netzfaktor, um ihre Scope-2-Emissionen zu schätzen. Ein solcher Netzfaktor erfasst jedoch mehrere bekannte saisonale und tageszeitliche Schwankungen im Energieangebot nicht. Zum Beispiel liefert Solarenergie in der Regel tagsüber mehr Energie, Windenergie dagegen meist nachts. Derzeit gibt es Bestrebungen, die Bilanzierungsstandards von jährlichen auf stündliche Durchschnittswerte umzustellen. Dies würde die Berechnung von Scope-2-Emissionen erschweren, aber die tatsächlichen Emissionen von Unternehmen besser erfassen – schließlich schwankt deren Stromverbrauch auch je nach Tages- und Jahreszeit.

Eine alternative Bilanzierungsmethode ist die marktbasierte Methode (im Englischen auch Contractual Approach genannt). Dabei kann ein Berichtsunternehmen einen standortabhängigen durchschnittlichen Netzfaktor durch einen Emissionsfaktor für den Strom aus einer bestimmten Erzeugungsanlage, zum Beispiel einem Windpark, ersetzen, mit dem eine vertragliche Vereinbarung zur Ausweisung seiner Emissionsattribute besteht.

Dimensional: Sie haben ausführlich über die Probleme mit dem marktbasierten Ansatz bei der Erfassung von Scope-2-Emissionen geschrieben.⁵ Könnten Sie erläutern, warum der Marktansatz zu ungenauen Ergebnissen führen könnte?

Gillenwater: Beim Marktansatz wird nicht der durchschnittliche Emissionsfaktor angewendet, der sich nach dem Standort des Unternehmens richtet. Vielmehr kann das Unternehmen eine vertragliche Vereinbarung treffen, um den Emissionsfaktor einer bestimmten Erzeugungsanlage auszuweisen, also zum Beispiel einen Null-Emissionsfaktor für einen bestimmten Windpark, obwohl das Unternehmen den von diesem Windpark erzeugten Strom gar nicht nutzt. Ein Unternehmen in Polen, wo Energie überwiegend aus Kohle gewonnen wird, kann so einen Herkunftsnachweis (Renewable Energy Certificate, kurz REC⁶) eines geothermischen Kraftwerks in Island kaufen, keinerlei Scope-2-Emissionen ausweisen und behaupten, es nutze ausschließlich Ökostrom. Tatsächlich kommt die verbrauchte Energie jedoch aus Polen – und daher mit ziemlicher Sicherheit aus Kohle. Die Normen sollen verschärft werden, damit Behauptungen, die den Lachtest nicht bestehen, nicht mehr zulässig sind. Ganz allgemein befinden wir uns mitten in einer äußerst intensiven Debatte über die Zuweisung von Verantwortung bei vertragsbasierten Emissionsansprüchen und über die Zweckmäßigkeit des Marktansatzes.

In Teil 2 erläutern wir, wie sich der steigende Energieverbrauch von KI-Rechenzentren in der CO₂-Bilanz eines Unternehmens niederschlägt.