Emisje z zakupionej energii elektrycznej i ciepła, czyli Zakres 2 śladu węglowego organizacji, liczy się według GHG Protocol – standardu opracowanego przez World Resources Institute i World Business Council for Sustainable Development – na dwa sposoby: metodą location-based (lokalizacyjną) i metodą market-based (rynkową). Obie korzystają z tych samych danych o zużyciu, ale z różnych wskaźników emisji. Dlatego ta sama firma może mieć w jednym raporcie dwa zupełnie różne wyniki. W skrócie:
- Location-based pokazuje emisje sieci, z której fizycznie korzystasz. W Polsce wskaźnik oblicza się z danych KOBiZE – za 2024 r. wynosi on 524,94 kg CO₂/MWh.
- Market-based pokazuje emisje energii, którą firma kupiła w umowach: gwarancje pochodzenia, umowy PPA, oferty sprzedawców, a gdy ich brak – residual mix. Dla Polski residual mix wynosi 726,96 g CO₂/kWh (AIB, dane za 2025 r.).
- W Polsce wynik market-based bez zielonych instrumentów jest wyższy niż location-based. Residual mix nie zawiera energii odnawialnej, której gwarancje pochodzenia zostały już sprzedane innym odbiorcom.
- Raportuje się obie metody jednocześnie, bo tego wymagają wytyczne GHG Protocol, standard ESRS E1 i kwestionariusz CDP. Do celu redukcyjnego wybiera się jedną metodę i trzeba to ujawnić.
- Zasady się zmieniają. GHG Protocol i ISO pracują nad wspólnym standardem z dopasowaniem godzinowym i granicami rynku. Publikacja jest planowana na IV kwartał 2028 r., a do tego czasu obowiązują wytyczne z 2015 r.
Poniżej wyjaśniamy, jak działa każda metoda, pokazujemy przykład obliczeń dla firmy w Polsce i omawiamy najczęstsze błędy, które wychodzą przy weryfikacji.
Czym jest Zakres 2 śladu węglowego organizacji?
Zakres 2 obejmuje pośrednie emisje gazów cieplarnianych z wytworzenia energii, którą organizacja kupuje i zużywa: energii elektrycznej, ciepła, pary i chłodu. Emisje powstają w elektrowni lub ciepłowni, a nie w zakładzie firmy. To jednak firma decyduje, ile energii zużywa i od kogo ją kupuje, dlatego te emisje przypisuje się jej.
Dla porównania: Zakres 1 to emisje bezpośrednie, np. ze spalania paliw we własnych kotłach i pojazdach, a Zakres 3 – pozostałe emisje pośrednie w łańcuchu wartości, od zakupionych surowców po użytkowanie sprzedanych produktów. Emisje we wszystkich zakresach wyraża się w tonach ekwiwalentu dwutlenku węgla (t CO₂e).
Wzór jest prosty: zużycie energii × wskaźnik emisji = emisje w Zakresie 2. Zużycie bierze się z faktur, liczników i systemów zarządzania energią. Cała różnica między location-based a market-based sprowadza się do tego, jaki wskaźnik emisji podstawiamy.
Zakres 2 nie obejmuje strat przesyłowych ani emisji z wydobycia i transportu paliw dla elektrowni. Te trafiają do Zakresu 3, kategoria 3. Szersze tło, czyli Zakres 1, 2 i 3 oraz raportowanie, opisujemy w artykule Ślad węglowy organizacji – czym jest i jak go obliczyć.
Standard GHG Protocol wymaga, aby w raporcie śladu węglowego organizacji obliczyć i pokazać wynik według tych dwóch metod równolegle.
Metoda location-based – emisje sieci w miejscu zużycia
Metoda location-based przypisuje energii średnią emisyjność sieci elektroenergetycznej w danej lokalizacji: regionie lub kraju. Nie ma znaczenia, czy firma podpisała zieloną umowę albo kupiła certyfikaty. Liczy się tylko to, gdzie energia została zużyta.
Jakie wskaźniki emisji stosować?
Wytyczne GHG Protocol dla Zakresu 2 (2015) podają hierarchię wskaźników dla tej metody:
- Wskaźniki regionalne lub subnarodowe, które uwzględniają fizyczny przepływ energii między regionami.
- Wskaźniki krajowe oparte na produkcji energii.
W Polsce podstawowym źródłem jest publikacja KOBiZE „Wskaźniki emisyjności CO₂, SO₂, NOx, CO i pyłu całkowitego dla energii elektrycznej”. Ukazuje się co roku w grudniu i zawiera dane za poprzedni rok. Wskaźnika do Zakresu 2 nie przepisuje się jednak z tabel publikacji, tylko oblicza z zawartych w niej danych o emisjach i produkcji energii elektrycznej.
Wskaźnik emisji dla energii elektrycznej w Polsce (metoda location-based): 524,94 kg CO₂/MWh – obliczony na podstawie danych KOBiZE za 2024 r. (publikacja z grudnia 2025 r.).
BANER LEAD MAGNET – link do uzupełnienia przez redaktora (/materialy-do-pobrania/wskaznik-location-based-kobize/)Instrukcja krok po kroku: skąd pobrać raport KOBiZE, które dane z bilansu energii elektrycznej przyjąć i jak policzyć wskaźnik do Zakresu 2 – z przykładem obliczeń.
Pobierz bezpłatnie →Dwie rzeczy warto opisać w metodyce raportu:
- Wskaźnik obejmuje tylko CO₂, bez metanu i podtlenku azotu. GHG Protocol wymaga, żeby ujawnić, że emisje innych gazów niż CO₂ nie są uwzględnione we wskaźniku.
- Nie uwzględnia importu i eksportu energii. Jest wskaźnikiem krajowym, a Polska nie ma oficjalnych wskaźników regionalnych.
Wskaźniki za dany rok publikowane są z opóźnieniem. Na wrzesień 2026 r. najnowsze dane KOBiZE dotyczą 2024 r., a publikacja z danymi za 2025 r. powinna ukazać się pod koniec 2026 r. W raporcie trzeba wtedy wskazać, z której publikacji pochodzą dane.
Co pokazuje wynik location-based?
To fizyczny obraz emisji. Wynik spada, gdy firma zużywa mniej energii albo gdy krajowy miks się dekarbonizuje. Między 2023 a 2024 r. wskaźnik spadł o ok. 6%, więc tyle samo spadłyby emisje firmy o niezmienionym zużyciu. Location-based nie odzwierciedla za to żadnych decyzji zakupowych. Z tego powodu wielu raportujących uważa go za mało użyteczny do zarządzania. W tej metodzie redukcja śladu węglowego firmy zależy od zwiększenia efektywności energetycznej i od własnych źródeł energii – jak ją zaplanować, opisujemy w artykule o planie redukcji śladu węglowego firmy.
Metoda market-based – emisje energii kupionej w umowach
Metoda market-based przypisuje energii emisyjność wynikającą z instrumentów umownych, na podstawie których firma ją kupiła. Są to umowy i certyfikaty przenoszące tzw. atrybut emisyjności, czyli prawo do stwierdzenia, z jakiego źródła pochodzi energia. Jeśli firma nie ma żadnych instrumentów, stosuje wskaźnik „bez atrybutów”, czyli residual mix.
Hierarchia wskaźników w metodzie market-based
Wytyczne GHG Protocol układają źródła danych od najbardziej do najmniej precyzyjnych:
| Poziom | Źródło wskaźnika | Przykład w Polsce |
|---|---|---|
| 1 | Certyfikaty atrybutów energii | Gwarancje pochodzenia umorzone w rejestrze TGE |
| 2 | Umowy na energię z konkretnego źródła | Umowa PPA z farmą wiatrową (tam, gdzie certyfikaty nie są stosowane) |
| 3 | Wskaźnik emisji sprzedawcy energii | Struktura paliw i emisja CO₂ publikowane przez sprzedawcę, także dla oferty „zielonej” |
| 4 | Residual mix | 726,96 g CO₂/kWh dla Polski (AIB, dane 2025) |
| 5 | Inne średnie wskaźniki sieciowe | Wskaźnik location-based z danych KOBiZE – ostateczność, trzeba ją ujawnić |
To hierarchia precyzji danych, a nie ranking preferowanych sposobów zakupu energii. Firma zawsze bierze najwyższy dostępny poziom dla danego wolumenu energii, a resztę zużycia liczy wskaźnikiem z niższego poziomu.
Residual mix – dlaczego jest wyższy od średniej krajowej?
Residual mix to miks energetyczny, który zostaje po odliczeniu energii, której atrybuty zostały już sprzedane lub umorzone za pomocą gwarancji pochodzenia. Jeśli jedna firma kupiła gwarancje z farmy wiatrowej, druga nie może liczyć tej samej energii wiatrowej w swojej średniej. Dlatego residual mix ma mniej OZE i jest bardziej emisyjny niż miks produkcyjny.
Dla Polski według AIB (European Residual Mixes, dane za 2025 r., wydanie z maja 2026 r.):
- residual mix: 726,96 g CO₂/kWh, udział OZE 18,69%,
- miks produkcyjny: 605,72 g CO₂/kWh, udział OZE 32,82%.
Za 2024 r. residual mix wynosił 808,30 g CO₂/kWh. Oficjalnego residual mix nie publikuje w Polsce organ krajowy, dlatego korzysta się z opracowania AIB.
Wskaźnik sprzedawcy energii
Sprzedawcy energii elektrycznej w Polsce muszą informować odbiorców o strukturze paliw zużytych do wytworzenia sprzedanej energii i o emisji CO₂ (art. 5 ust. 6a ustawy Prawo energetyczne). Te dane porównujemy co roku w rankingu dostawców energii elektrycznej.
Wskaźnik sprzedawcy to poziom 3 hierarchii, ale przed jego użyciem warto sprawdzić, jak został policzony. GHG Protocol wymaga, żeby uwzględniał umorzone gwarancje pochodzenia i nie zawierał energii odnawialnej, której atrybuty sprzedano komuś innemu. Polskie przepisy tego wprost nie regulują. Jeśli sprzedawca nie opisuje metodyki, lepiej zapytać wprost, czy „zielony” miks jest potwierdzony umorzonymi gwarancjami pochodzenia.
Location-based vs market-based – porównanie
| Kryterium | Location-based | Market-based |
|---|---|---|
| Co mierzy | Emisje sieci w miejscu zużycia | Emisje energii kupionej w umowach |
| Źródło wskaźnika w Polsce | Wskaźnik obliczony z danych KOBiZE (524,94 kg CO₂/MWh, dane 2024) | Gwarancje pochodzenia, PPA, sprzedawca, residual mix AIB (726,96 g CO₂/kWh, dane 2025) |
| Wpływ zakupu zielonej energii | Brak | Obniża wynik, jeśli instrumenty spełniają kryteria jakości |
| Wpływ zmniejszenia zużycia | Obniża wynik | Obniża wynik |
| Wpływ dekarbonizacji krajowej sieci | Obniża wynik | Pośrednio, przez residual mix |
| Wymagane dane | Zużycie energii | Zużycie energii, umowy, certyfikaty, dane sprzedawcy |
| Ryzyko błędu | Niskie | Wyższe: podwójne liczenie, nieważne certyfikaty |
| Do czego służy | Porównania, ocena ryzyka, ambicja celu w SBTi 2.0 | Ocena decyzji zakupowych, zobowiązania OZE, RE100 |
Obie metody nie konkurują ze sobą. Odpowiadają na dwa różne pytania: ile emituje sieć, z której firma korzysta, i jaką energię firma świadomie kupiła.
Przykład obliczeń – firma produkcyjna w Polsce
Zakład produkcyjny zużył w 2025 r. 2 000 MWh energii elektrycznej. Dla metody location-based przyjmujemy wskaźnik policzony z najnowszej publikacji KOBiZE (dane 2024: 524,94 kg CO₂/MWh), a dla residual mix wartość AIB za 2025 r.
Location-based
2 000 MWh × 0,52494 t CO₂/MWh = 1 050 t CO₂
Market-based – cztery warianty zakupu energii
| Wariant | Sposób zakupu | Obliczenie | Wynik |
|---|---|---|---|
| A | Standardowa umowa, brak gwarancji pochodzenia i wiarygodnego wskaźnika sprzedawcy | 2 000 MWh × 0,727 t CO₂/MWh | 1 454 t CO₂ |
| B | Umorzone gwarancje pochodzenia z farm wiatrowych na 1 200 MWh, reszta bez instrumentów | 1 200 MWh × 0 + 800 MWh × 0,727 t CO₂/MWh | 582 t CO₂ |
| C | Umorzone gwarancje pochodzenia na całe zużycie | 2 000 MWh × 0 | 0 t CO₂ |
| D | Oferta sprzedawcy ze wskaźnikiem 400 kg CO₂/MWh, policzonym z uwzględnieniem gwarancji pochodzenia (wartość przykładowa) | 2 000 MWh × 0,400 t CO₂/MWh | 800 t CO₂ |
Co z tego wynika:
- Bez zielonych instrumentów wynik market-based jest o 38% wyższy niż location-based (1 454 wobec 1 050 t CO₂). To typowe dla Polski i często zaskakuje przy pierwszym raporcie.
- Nawet w wariancie C wynik location-based pozostaje bez zmian (1 050 t CO₂). Gwarancje pochodzenia nie zmieniają fizycznej emisyjności sieci, dlatego raport musi pokazywać oba wyniki.
- Rzeczywiste obniżenie obu wyników daje tylko mniejsze zużycie energii albo własna instalacja OZE, której gwarancje nie zostały sprzedane.
Dla szybkiego szacunku całego śladu możesz skorzystać z naszego kalkulatora śladu węglowego dla firm. Pełną inwentaryzację z oboma wynikami dla Zakresu 2 przygotowujemy w ramach usługi ślad węglowy organizacji zgodnie z GHG Protocol.
Jakie instrumenty obniżają wynik market-based?
Gwarancje pochodzenia energii
Gwarancja pochodzenia to w Polsce jedyny dokument potwierdzający odbiorcy końcowemu, że energia pochodzi z OZE. Wydaje ją Prezes URE, a rejestr prowadzi Towarowa Giełda Energii. Żeby można było ją przypisać zużyciu firmy, musi zostać umorzona w rejestrze na rzecz odbiorcy. Jest ważna 12 miesięcy od zakończenia okresu wytwarzania energii.
Ważny szczegół: Polska nie należy do europejskiego systemu certyfikatów EECS. CDP i RE100 traktują ją jako osobny rynek. Do zużycia energii w Polsce liczą się więc polskie gwarancje pochodzenia z rejestru TGE, a nie certyfikaty kupione np. w Hiszpanii czy Norwegii. Kiedy zakup gwarancji ma sens, a kiedy jest tylko kosztem, opisujemy w artykule Gwarancje pochodzenia energii – kiedy warto je kupić.
Umowy PPA i oferty sprzedawców
Umowa PPA (ang. power purchase agreement, fizyczna lub wirtualna) z konkretną instalacją OZE obniża wynik market-based, jeśli atrybuty energii są przeniesione wyłącznie na firmę, najczęściej przez gwarancje pochodzenia przekazane w ramach umowy. Podobnie działa zielona oferta sprzedawcy, pod warunkiem że stoją za nią umorzone gwarancje. Jak wybrać model zakupu, pomagamy ustalić w usłudze zakupu energii elektrycznej dla firmy.
Własna instalacja OZE
Energia z własnej fotowoltaiki zużyta na miejscu nie tworzy emisji w Zakresie 2. Jest jednak jeden wyjątek, o którym firmy często zapominają: jeśli sprzedasz gwarancje pochodzenia z własnej instalacji, zużytą energię liczysz tak, jakby pochodziła z sieci. W metodzie location-based stosujesz wtedy wskaźnik sieciowy, a w market-based residual mix. Atrybutu „zielonej” energii nie można jednocześnie sprzedać i zatrzymać.
8 kryteriów jakości instrumentów umownych
Wytyczne GHG Protocol wymagają, żeby każdy instrument użyty w metodzie market-based:
- przenosił informację o emisyjności wytworzonej energii,
- był jedynym instrumentem przenoszącym to prawo dla danej ilości energii,
- był śledzony i umorzony przez firmę lub w jej imieniu,
- dotyczył okresu możliwie bliskiego okresowi zużycia,
- pochodził z tego samego rynku, na którym energia jest zużywana.
Pozostałe kryteria dotyczą wskaźników sprzedawców (uwzględnianie umorzonych certyfikatów), umów bezpośrednich i własnej produkcji (brak innych instrumentów dla tej samej energii) oraz dostępności residual mix dla energii bez atrybutów. Instrumenty, które nie spełniają kryteriów, nie mogą obniżać wyniku – tę część zużycia liczy się residual mix.
Ciepło, para i chłód w Zakresie 2
Zakupione ciepło systemowe, parę technologiczną i chłód raportuje się tymi samymi dwiema metodami co energię elektryczną. W praktyce oba wyniki często są identyczne, bo ciepło zwykle dostarcza jedna sieć bez instrumentów umownych.
W Polsce nie ma krajowego wskaźnika emisyjności ciepła sieciowego. KOBiZE publikuje wskaźniki tylko dla energii elektrycznej. Przedsiębiorstwa ciepłownicze muszą co roku publikować m.in. udział OZE i współczynnik nakładu nieodnawialnej energii pierwotnej (art. 7b ustawy Prawo energetyczne), ale nie wskaźnik emisji CO₂. Dlatego wskaźnik ustala się tak:
- Wskaźnik od dostawcy ciepła, czyli struktura paliw i emisje przypisane do wyprodukowanego ciepła.
- Jeśli dostawca go nie poda: obliczenie z paliw i sprawności, czyli wskaźnik emisji paliwa (KOBiZE) podzielony przez sprawność wytwarzania ciepła.
Nie należy liczyć ciepła wskaźnikiem dla energii elektrycznej – to inny nośnik energii, wytwarzany z innych paliw i z inną sprawnością.
Którą metodę raportować? Wymogi GHG Protocol, ESRS, CDP i SBTi
| Standard | Wymóg dotyczący Zakresu 2 |
|---|---|
| GHG Protocol (wytyczne 2015) | Firmy działające na rynkach z instrumentami umownymi (w tym w Polsce) raportują obie metody i oznaczają każdy wynik. Cel redukcyjny opiera się na jednej metodzie, którą trzeba wskazać. |
| ESRS E1 (dyrektywa CSRD – Corporate Sustainability Reporting Directive) | Emisje brutto w Zakresie 2 według obu metod: E1-6 §49 w ESRS z 2023 r., a w zrewidowanych ESRS przyjętych przez Komisję Europejską 3 lipca 2026 r. – E1-8 §30(a)(ii), stosowanych od lat obrotowych 2027. |
| CDP | Oba wyniki w module 7 kwestionariusza (pytania 7.3, 7.5 i 7.7). Zobacz, jak wspieramy w raportowaniu do CDP. |
| SBTi – kryteria krótkoterminowe v5.3.1 | Do roku bazowego i śledzenia celu wybiera się jedną, spójnie stosowaną metodę i ją ujawnia. |
| SBTi – Corporate Net-Zero Standard 2.0 | Obowiązuje od 1 lutego 2027 r. Ambicję celu wyznacza się na podstawie fizycznej inwentaryzacji, z Zakresem 2 liczonym metodą location-based. Cel dla Zakresu 2 może dotyczyć udziału energii niskoemisyjnej albo absolutnej redukcji emisji. Instrumenty muszą pochodzić z instalacji uruchomionych lub zmodernizowanych w ciągu 15 lat, z wyjątkami dla istniejących umów. Więcej w artykule SBTi 2.0 – co zmienia Net-Zero Standard. |
| RE100 | Zakup energii z OZE z instalacji nie starszych niż 15 lat, z możliwością pokrycia do 15% zużycia ze starszych źródeł i z wyjątkami m.in. dla umów zawartych przed 2024 r. |
Wniosek praktyczny: w Polsce każda firma licząca ślad węglowy według GHG Protocol powinna raportować oba wyniki. Dotyczy to nie tylko raportowania emisji gazów cieplarnianych na potrzeby CSRD – oba wyniki coraz częściej sprawdzają też klienci, banki i platformy oceny ESG analizujące dane klimatyczne dostawców. Wybór dotyczy tylko tego, na której metodzie oprzeć cel redukcyjny. Firmy planujące cel w SBTi według nowego standardu muszą pamiętać, że ambicję wyznacza wynik location-based, więc sam zakup certyfikatów nie wystarczy.
Najczęstsze błędy przy liczeniu Zakresu 2
Przy weryfikacji śladu węglowego najczęściej spotykamy te problemy:
- Raportowanie tylko jednej metody, zwykle market-based z niskim wynikiem.
- Przepisanie wskaźnika wprost z tabel publikacji KOBiZE zamiast obliczenia wskaźnika właściwego dla Zakresu 2 (524,94 kg CO₂/MWh za 2024 r.).
- Zerowy wynik market-based na podstawie „zielonej taryfy” bez potwierdzenia, że gwarancje pochodzenia zostały umorzone na rzecz firmy.
- Użycie średniego wskaźnika krajowego w metodzie market-based, gdy istnieje residual mix – zaniża wynik i powoduje podwójne liczenie OZE.
- Zagraniczne certyfikaty przypisane zużyciu w Polsce, choć Polska jest osobnym rynkiem.
- Ciepło systemowe liczone wskaźnikiem dla energii elektrycznej.
- Brak opisu zastosowanej metodologii: źródła i roku wskaźników, pominięcia CH₄ i N₂O, braku krajowego residual mix.
Więcej typowych pomyłek w całym śladzie opisujemy w artykule 6 częstych błędów podczas obliczania śladu węglowego firmy.
Co zmieni rewizja zasad dla Zakresu 2?
Wytyczne z 2015 r. powstały, gdy rynek certyfikatów był słabo rozwinięty. Dziś pozwalają np. przypisać nocne zużycie energii certyfikatom z dziennej produkcji fotowoltaiki na innym rynku, co słabo oddaje rzeczywiste emisje. Dlatego GHG Protocol przeprowadził konsultację publiczną (20 października 2025 – 31 stycznia 2026 r.), w której zebrał ok. 1 100 odpowiedzi z 56 krajów. Najważniejsze propozycje:
- Dopasowanie godzinowe: certyfikat pokrywałby zużycie z tej samej godziny, w której wyprodukowano energię. Przewidziano profile obciążenia i progi zwolnień dla mniejszych odbiorców.
- Fizyczna dostarczalność energii: w Europie granicą rynku miałaby być strefa cenowa, a nie cały obszar UE.
- Nowa hierarchia wskaźników location-based: pierwszeństwo dla wskaźników lokalnych i godzinowych, jeśli są publicznie i bezpłatnie dostępne.
- Konserwatywny wskaźnik zastępczy: przy braku residual mix wskaźnik oparty na paliwach kopalnych zamiast średniej sieciowej.
- Emisje uniknięte jako osobna metryka, poza inwentaryzacją.
29 lipca 2026 r. GHG Protocol i ISO ogłosiły połączenie prac w jeden wspólny standard korporacyjny. Zgodnie z planem projekt obejmujący także Zakres 2 trafi do konsultacji w II kwartale 2027 r., a publikacja jest przewidziana na IV kwartał 2028 r. Data wejścia w życie i ewentualne okresy przejściowe nie zostały jeszcze ogłoszone. Do tego czasu obowiązują wytyczne z 2015 r., a obecne raporty nie wymagają korekt. Więcej o harmonizacji piszemy w artykule Harmonizacja ISO i GHG Protocol oraz nowe zasady dla Zakresu 2.
Co warto zrobić już teraz? Zbierać dane godzinowe o zużyciu energii, sprawdzić wiek i pochodzenie instalacji w obecnych umowach PPA i gwarancjach pochodzenia oraz nie opierać długoterminowej strategii wyłącznie na tanich rocznych certyfikatach.
Najczęściej zadawane pytania
Jaka jest różnica między metodą location-based a market-based?+
Location-based liczy emisje z zakupionej energii średnim wskaźnikiem sieci w miejscu zużycia, w Polsce wskaźnikiem policzonym z danych KOBiZE. Market-based liczy je wskaźnikami z umów, które firma zawarła: gwarancji pochodzenia, umów PPA i ofert sprzedawców, a przy ich braku stosuje residual mix. Pierwsza metoda pokazuje fizyczne emisje sieci, druga skutki decyzji zakupowych.
Czy trzeba raportować obie metody w Zakresie 2?+
Tak. Wytyczne GHG Protocol wymagają podania obu wyników od firm działających na rynkach z instrumentami umownymi, a Polska do nich należy. Obie metody wymagają też standardy ESRS E1 i kwestionariusz CDP. Do celu redukcyjnego wybiera się jedną metodę i trzeba to ujawnić.
Jaki wskaźnik emisji dla energii elektrycznej przyjąć w Polsce?+
W metodzie location-based: wskaźnik obliczony z danych KOBiZE – za 2024 r. wynosi on 524,94 kg CO₂/MWh. W metodzie market-based: dane z gwarancji pochodzenia, umów lub od sprzedawcy, a dla pozostałego zużycia residual mix, dla Polski 726,96 g CO₂/kWh według AIB za 2025 r.
Dlaczego wynik market-based jest wyższy niż location-based?+
Residual mix nie zawiera energii odnawialnej, której gwarancje pochodzenia zostały sprzedane innym odbiorcom, więc jest bardziej emisyjny niż średnia krajowa. Firma, która nie kupuje zielonej energii potwierdzonej instrumentami, ma w Polsce wyższy wynik market-based niż location-based.
Czy gwarancje pochodzenia obniżają ślad węglowy?+
Obniżają wynik Zakresu 2 liczony metodą market-based, jeśli zostały umorzone na rzecz firmy, pochodzą z oficjalnego rejestru i dotyczą okresu zużycia. Nie zmieniają wyniku location-based ani fizycznych emisji sieci.
Jak liczyć Zakres 2 dla energii z własnej fotowoltaiki?+
Energia z własnej instalacji zużyta na miejscu nie generuje emisji w Zakresie 2. Jeśli jednak firma sprzedaje gwarancje pochodzenia z tej instalacji, zużytą energię liczy tak, jak energię z sieci: wskaźnikiem sieciowym policzonym z danych KOBiZE w location-based i residual mix w market-based.