Сноска. Утратил силу приказом Министра экологии и природных ресурсов РК от 17.01.2023 № 9 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      В соответствии с пунктом 3 статьи 294 Экологического кодекса Республики Казахстан, а также с подпунктом 2) пункта 3 статьи 16 Закона Республики Казахстан "О государственной статистике" ПРИКАЗЫВАЮ:

      1. Утвердить:

      1) Методику расчетов выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов согласно приложению 1;

      2) Методику расчетов выбросов парниковых газов от котлов тепловых электростанций, теплоэлектроцентралей и котельных согласно приложению 2;

      3) Методику расчетов выбросов парниковых газов от установок по добыче нефти и газа согласно приложению 3;

      4) Методику расчетов выбросов парниковых газов от установок по интегрированному производству чугуна, стали и агломератов согласно приложению 4;

      5) Методику расчетов выбросов парниковых газов от установок по производству цемента согласно приложению 5;

      6) Методика расчетов выбросов парниковых газов от установок по производству алюминия согласно приложению 6;

      7) Методика подготовки проектов по увеличению поглощения и снижению выбросов парниковых газов в лесном хозяйстве согласно приложению 7.

      2. Департаменту климатической политики и зеленых технологий Министерства экологии, геологии и природных ресурсов Республики Казахстан в установленном законодательством порядке обеспечить:

      1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

      2) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства экологии, геологии и природных ресурсов Республики Казахстан;

      3) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации в Министерстве юстиции Республики Казахстан настоящего приказа представление в Департамент юридической службы Министерства экологии, геологии и природных ресурсов Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 1) и 2) настоящего пункта.

      3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра экологии, геологии и природных ресурсов Республики Казахстан.

      4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

      "СОГЛАСОВАН"
Министерство индустрии и
инфраструктурного развития
Республики Казахстан

      "СОГЛАСОВАН"
Министерство энергетики
Республики Казахстан

      "СОГЛАСОВАН"
Бюро национальной статистики
Агентства по стратегическому
планированию и реформам
Республики Казахстан

Методика расчетов выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов

Глава 1. Общие положения

      1. Методика расчетов выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов (далее – Методика) разработана в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Экологического кодекса Республики Казахстан (далее – Кодекс) и предназначена для расчетов коэффициента выбросов двуокиси углерода (далее – СО2) от сжигания горючих газов1.

      2. Расчет коэффициента выбросов СО2 от сжигания горючих газов определяется электронным расчетным инструментом (далее – ЭРИ), предназначенным для расчета коэффициентов выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов. ЭРИ размещен на официальном интернет-ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами (далее – оператор системы).

      3. Основные термины и определения, которые используются в настоящей Методике:

      1) агломерационные газы – газы, образующиеся в процессе термического спекания мелких частиц руды для улучшения их металлургических свойств;

      2) компонентный состав газа – смесь различных углеводородов, содержащихся в составе газа;

      3) горючий газ – газ природного происхождения или полученный искусственным путем, имеющий низкую теплоту сгорания;

      4) теплогенерация – процесс сжигания различных видов топлива для получения тепла;

      5) оператор установки – физическое или юридическое лицо, в собственности или ином законном пользовании которого находится установка;

      6) нефтезаводской газ – газ, образующийся при термических и каталитических процессах переработки продуктов нефти;

      7) стандартные условия – условия окружающей среды, соответствующие температуре 20 градусов и давлению 101325 Паскаль (760 миллиметров ртутного столба).

      4. Иные термины и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан.

      ________________________

      1Примечание: Указанная методика не применяются к расчетам в отчетах об инвентаризации ПГ ранее 2022 года.

Глава 2. Расчеты коэффициента выбросов СО2 от сжигания горючих газов

      5. Расчет выбросов СО2 от сжигания горючих газов производится операторами установок с применением коэффициента выбросов, рассчитанного с помощью ЭРИ и данных о массе (объеме) сожженного горючего газа, полученных в результате мониторинга в соответствии с Формой плана мониторинга выбросов парниковых газов в соответствии с пунктом 4 статьи 293 Кодекса (далее – План мониторинга).

      6. Для использования ЭРИ в качестве исходных данных используется информация о компонентном составе горючего газа и его плотности. Все исходные данные о характеристиках газа, его компонентном составе приводятся к стандартным условиям.

      7. Компонентный состав представляется в объемных долях либо молярных долях. В случае неопределяемых компонентов, состав газа консервативно принимается на основе этана. При этом ЭРИ производит автоматический перерасчет объемных долей в молярные доли. Сумма долей различных компонентов составляет 100.

      8. Результатом расчета с помощью ЭРИ является коэффициент выбросов СО2 от сжигания горючих газов с учетом заданного способа сжигания, выраженный в:

      массовых показателях – тонн СО2/тонн газа. Самое точное из рассчитываемых значений, так как зависит только от данных о компонентном составе газа;

      объемных показателях – тонн СО2/1000 метров кубических газа. Зависит от данных о плотности газа при заданных условиях;

      энергетических показателях – тонн СО2/терраджоулли газа. Зависит от данных о плотности и калорийности газа при заданных условиях. В случае отсутствия собственных данных, калорийность газа рассчитывается ЭРИ.

      9. Коэффициент выбросов СО2 для горючего газа в ЭРИ рассчитывается автоматически, исходя из его компонентного состава следующим способом:

      Показатель:

      Коэффициент выбросов СО2 для горючего газа:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      EFDG,i,y – коэффициент выбросов (килограмм СО2/килограмм топлива);

      VDG,i,k – объемная доля чистого компонента k в газе i, определяется лабораторными анализами компонентного состава газа в точках отбора проб согласно Плану мониторинга, проценты;

      zk – количество атомов углерода в компоненте k;

      MWk – молярная плотность компонента k, приведенная к молярному объему газа, (килограмм/киломоль)/(стандартные метры кубические/киломоль);

      dk – средневзвешенная плотность газа (смеси газов), состоящего из компонентов k, (килограмм/киломоль) / (стандартные метры кубические/ киломоль);

      µk – молярный вес компонента k, килограмм/киломоль;

      44 – молярная масса СО2, килограмм/киломоль;

      OF – коэффициент окисления (для сжигания в целях теплогенерации принимается по умолчанию равным 1, для факельного сжигания принимается равным 0,995).

      В случаях, если единицей измерения является тонна, округление производится до трех цифр после запятой.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      10. Показатель:

      Молярная плотность компонента k:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      MWk – молярная плотность компонента k, (килограмм/киломоль)/ (стандартные метры кубические/киломоль);

      µk – молярный вес компонента k, килограмм/киломоль;

      V – объем одного моля газа при стандартных условиях, кубический метр/киломоль;

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Отчеты операторов установок".

      11. Показатель:

      Средневзвешенная плотность газа (смеси газов), состоящего из компонентов k:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      dk – средневзвешенная плотность газа (смеси), состоящего из k компонентов, (килограмм/киломоль)/(стандартные метры кубические/ киломоль);

      VDG,i,k – объемная доля чистого компонента k в газе i, определяется лабораторными анализами компонентного состава газа в точках отбора проб, согласно Плану мониторинга, проценты;

      MWk – молярная плотность компонента k, (килограмм/киломоль)/ (стандартные метры кубические/киломоль).

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Отчеты операторов установок".

      12. Компонентный состав газа регулярно определяется инструментальными методами в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области технического регулирования и метрологии, в соответствии с пунктом 9 статьи 132 Кодекса.

      Операторы установок, на отдельных технологических установках которых производится (перерабатывается) более 20 тысяч тонн в год горючего газа переменного компонентного состава, определяют компонентный состав газа с помощью автоматических многоканальных (полных) анализаторов газа, газовых хроматографов, интегрированных в производственную систему. Анализаторы газа и газовые хроматографы регистрируются в реестре государственной системы обеспечения единства измерений в соответствии с пунктом 3) статьи 17 Закона "Об обеспечении единства измерений".

      13. Периодичность аналитического контроля компонентного состава газа устанавливается операторами установок самостоятельно и отражается в подпункте 1) пункта 13.2 Плана мониторинга.

      14. Оператор установки, использующий на установке в качестве газообразного топлива покупной природный газ стандартного качества, для расчҰта коэффициента выбросов СО2 использует данные поставщика природного газа о компонентном составе, плотности и низшей теплотворной способности природного газа. Коэффициент выбросов СО2, рассчитанный операторами установок с помощью ЭРИ, применяется к объҰму использованного природного газа за период, в котором получены данные поставщика о характеристиках газа.

      15. Оператор установки использует данные о массовой либо объемной доле углерода в отводимом из установки горючего газа, рассчитанного с использованием ЭРИ, в расчетах массового баланса углерода для целей расчета иных выбросов СО2 установки.

      16. Оператор установки, использующий покупной природный газ стандартного качества, потребление которого не превышает 25 миллионов метров кубических в год (объем газа в стандартных условиях), применяет объемные коэффициенты выбросов СО2 для природного газа, в соответствии с сопровождающей технической документацией, в которой они указаны.

      17. Оператор установки по добыче нефти и газа, определяет компонентный состав каждого вида газа, извлекаемого из разных геологических объектов и горизонтов, с периодичностью, предусмотренной в Методике по расчету выбросов парниковых газов для установок по добыче нефти и газа, разработанной в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Кодекса.

      Для мелких и малых месторождений нефти, газовый фактор которых не превышает 10 кубических метров газа на тонну нефти, используются данные о компонентном составе газа, указанные в утвержденных проектных документах разработки месторождений в соответствии с пунктом 1 статьи 142 Кодекса Республики Казахстан "О недрах и недропользовании".

      18. Оператор установки по производству агломерата, определяет компонентный состав только агломерационных газов системы селективной рециркуляции установки и/или агломерационных газов, передаваемых на другие квотируемые установки.

      19. В случае, если оператор установки не имеет возможности для измерения полного компонентного состава всех типов горючих газов от каждой установки и на каждом источнике выбросов СО2, существуют косвенные данные для определения выбросов СО2. К таким данным относятся плотность газов, теплотворная способность, массовая/объемная доля углерода в газе, согласно которым рассчитывается выбросы СО2.

      20. В случае, если оператор установки не имеет достаточных данных для расчета коэффициента выбросов СО2 с помощью ЭРИ или по формуле, установленной в пункте 9 настоящей Методики, применяются следующие данные:

      для природного газа по умолчанию применяются значения плотности и/или массовые коэффициенты выбросов СО2 для природного газа в соответствии с пунктом 16 настоящей Методики;

      для других горючих газов по умолчанию применяются значения плотности, доли углерода в газе и коэффициентов выбросов СО2, указанные в таблицах 1 и 2 приложения к настоящей Методике.

      21. В нефтегазовом секторе, при наличии данных только о плотности нефтезаводского газа, определяются объемные показатели.

      Показатель:

      Объемный коэффициент выбросов СО2:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      EFi,y(об.) – объемный коэффициент выбросов СО2 для источника газа/процесса і в году y, тонн СО2/1000 стандартных метров кубических газа;

      Pi,y изм – плотность горючего газа, измеряемая инструментальным методом от процесса і для года у, килограмм/стандартные метры кубические;

      Ртабл – плотность по умолчанию, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, килограмм/стандартные метры кубические;

      EFтабл(об.) – табличное значение объемного коэффициента выбросов СО2, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, тонн СО2/1000 стандартных метров кубических газа.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Отчеты операторов установок".

      Показатель:

      Массовый коэффициент выбросов СО2:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      EFi,y(масс.) – массовый коэффициент выбросов СО2 для источника газа/процесса і в году y, тонн СО2/тонна газа;

      EFi,y(об.) – объемный коэффициент выбросов СО2 для источника газа/процесса і в году y, тонн СО2/1000 стандартных метров кубических газа;

      Pi,y изм – измеряемая инструментальным методом плотность горючего газа от процесса і для года у, килограмм/стандартные метры кубические.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Отчеты операторов установок".

      Показатель:

      Объемная теплотворная способность горючего газа:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      NCVi,y(об.) – объемная теплотворная способность горючего газа от процесса i в году у, терраджоули/1000 стандартных метров кубических;

      Pi,y изм – измеряемая инструментальным методом плотность горючего газа от процесса і для года у, килограмм/стандартные метры кубические;

      Ртабл– табличное значение плотности по умолчанию, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, килограмм/стандартные метры кубические;

      NCVтабл(об.) – табличное значение объемной теплотворной способности горючего газа, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, терраджоули/1000 стандартных метров кубических.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Отчеты операторов установок".

      Показатель:

      Объемная доля углерода в газе:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      µi,y(об.) – объемная доля углерода в газе для источника газа/процесса і в году y, доли единиц;

      Pi,y изм – измеряемая инструментальным методом плотность горючего газа от процесса і для года у, килограмм/стандартные метры кубические;

      Ртабл– табличное значение плотности по умолчанию, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, килограмм/стандартные метры кубические;

      µтабл(об.) – табличное значение объемной и массовой доли углерода в газе, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, доли единиц.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Отчеты операторов установок".

      Показатель:

      Массовая доля углерода в газе:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      µi,y(масс.) – массовая доля углерода в газе для источника газа/процесса і в году y, килограмм/стандартные метры кубические;

      µi,y(об.) – расчетное значение объемной доли углерода в газе для источника газа/процесса і в году y, доли единиц;

      Pi,y изм – измеряемая инструментальным методом плотность горючего газа от процесса і для года у, килограмм/стандартные метры кубические.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Отчеты операторов установок".

      При наличии фактических измеряемых данных только о низшей теплоте сгорания нефтезаводского газа, выбросы СО2 определяются следующим образом:

      Показатель:

      Выбросы СО2 от горючего газа:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      Е(СО2) – выбросы СО2 от горючего газа (в частном случае нефтезаводского газа), тонн СО2/1000 метров кубических.;

      EFJ,табл – табличное значение коэффициента выбросов СО2, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, тонн СО2/терраджоули;

      NCVi,y – низшая объемная теплота сгорания, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, терраджоули /1000 метров кубических.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Отчеты операторов установок".

Таблица 1

Коэффициенты по умолчанию для горючих газов

Таблица 2

Табличные значения объемных показателей

Методика расчетов выбросов парниковых газов от котлов тепловых электростанций, теплоэлектроцентралей и котельных

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчетов выбросов парниковых газов от котлов тепловых электростанций (далее – ТЭС), теплоэлектроцентралей (далее – ТЭЦ) и котельных (далее – Методика) разработана в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Экологического кодекса Республики Казахстан (далее – Кодекс) и предназначена для расчетов выбросов парниковых газов от котлов ТЭС, ТЭЦ и котельных1.

      2. В настоящей Методике рассматриваются выбросы парниковых газов от ТЭС, ТЭЦ и котельных, основным видом и/или вторичным видами экономической деятельности которых является производство электрической и тепловой энергии, а также от ТЭС, ТЭЦ и котельных, производяющих тепловую энергию для собственных нужд и не включаемых в состав других установок.

      3. Данные по годовым выбросам парниковых газов предоставляются в целом по ТЭС, ТЭЦ и котельным. При сжигании в котлах (раздельном или совместном) нескольких видов или марок топлива, расчет выброса парниковых газов производится отдельно по каждому виду или марке, а результаты суммируются.

      4. Оператор установки осуществляет мониторинг по данным о количестве, качестве и элементном (компонентном) составе топлив в соответствии с настоящей Методикой и Формой плана мониторинга выбросов парниковых газов в соответствии с пунктом 4 статьи 293 Кодекса (далее – План мониторинга).

      В данном методе расчета использование теплотворной способности топлива (твердого, включая сланцы, жидкого и газообразного) не требуется, так как он основан на содержании углерода в топливе на рабочую массу.

      5. Оператор установки при определении годового выброса СО2 использует следующие данные:

      1) расход натурального топлива по видам, маркам, месторождениям по фактическим данным установки за отчетный период;

      2) содержание углерода на рабочую массу сжигаемого жидкого или твердого топлива по результатам анализа. Оператор установки использует данные о содержании углерода в топливе, предоставленные поставщиком топлива, либо осуществляет анализ содержания углерода на рабочую массу топлива в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области технического регулирования в соответствии с пунктом 9 статьи 132 Кодекса;

      3) потери тепла от механической неполноты сгорания жидкого или твердого топлива;

      4) компонентный состав сжигаемого газа.

      ____________________________________________

      1 Указанная методика не применяются к расчетам в отчетах об инвентаризации ПГ ранее 2022 года.

Глава 2. Расчеты выбросов двуокиси углерода от котлов ТЭС, ТЭЦ и котельных

      6. Показатель:

      Выбросы двуокиси углерода (далее - СО2) при сжигании твердого (кроме сланцев) и жидкого топлива:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      МCO2 = 0,01× Внат×(44/12)×Ср×(1 – 0,01 q4),

      где:

      МCO2 – выбросы СО2 при сжигании твердого и жидкого топлива;

      Внат – расход натурального твердого или жидкого топлива за отчетный период, тонн;

      44/12 – коэффициент пересчета углерода в углекислый газ;

      Ср – содержание углерода в топливе на рабочую массу, проценты;

      q4 – потери тепла вследствие механической неполноты сгорания твердого и жидкого топлива, проценты.

      Данный показатель рассчитывается исходя из анализов содержания горючих в шлаке и уносе. Анализ осуществляется в собственной аттестованной производственной лаборатории или в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса. В случае отсутствия анализа, оператор установки принимает потерю тепла вследствие механической неполноты сгорания твердого и жидкого топлива равной 3 процентам. Потери тепла вследствие механической неполноты сгорания топлива определяется по фактическим данным, усредненным за отчетный период.

      Данная формула применима для расчета выбросов СО2 как от сжигания твердого, так и жидкого топлива, так как она основана на содержании углерода в топливе на рабочую массу. Если расход жидких видов топлива представлен в объемных единицах, то его переводят в единицы массы, используя плотность. Данные по плотности предоставляются поставщиком топлива или по результатам собственной аттестованной производственной лаборатории или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса.

      В случаях, если единицей измерения является тонна, округление производится до одного знака после запятой.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      7. При сжигании в котлах ТЭС, ТЭЦ и котельных отходов производства и иных видов топлива, доля которых в топливном балансе установки составляет менее 1 процент, оператор установки использует принятые международные методики для расчета фактических объемов выбросов СО2 от сжигания данных видов топлива (отходов). Сведения об использованных иных видах топлива отражаются в подпункте 2) пункта 13.1 Плана мониторинга.

      8. Операторы установок предоставляют результаты расчетов выбросов СО2 в сумме по всем видам топлива за отчетный год.

      9. Для определения содержания углерода в стандартных коммерческих видах жидкого топлива, оператор установки использует данные о содержании углерода, предоставленные поставщиком топлива. В случае отсутствия данных, предоставляемых поставщиком, оператор установки осуществляет анализ содержания углерода на рабочую массу топлива в собственной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области технического регулирования в соответствии с пунктом 9 статьи 132 Кодекса либо рассчитывает выбросы от использования жидкого топлива в соответствии с Методикой по расчету выбросов парниковых газов от установок по добыче нефти и газа, разработанной в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Кодекса

      10. Для установок, сжигающих сланцы, при расчете выбросов СО2 учитывается СО2, образующийся при разложении карбонатов.

      Выбросы СО2 при сжигании сланцев рассчитываются следующим образом:

      Показатель:

      Выбросы СО2 при сжигании сланцев:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      МCO2 = 0,01× Внат×[(44/12) Ср +(СО2)кk] ×(1 – 0,01 q4), (2),

      где:

      МCO2 – выбросы СО2 при сжигании сланцев, тонн;

      В нат – расход натурального твердого или жидкого топлива за отчетный период, тонн;

      44/12 – коэффициент пересчета углерода в углекислый газ;

      Ср – содержание углерода в топливе на рабочую массу, проценты;

      (СО2)k – СО2 карбонатов, проценты;

      k – степень разложения карбонатов, при слоевом сжигании равная 0,7, при факельном – 1,0;

      q4 – потери тепла вследствие механической неполноты сгорания твердого и жидкого топлива, проценты.

      Данный показатель рассчитывается исходя из анализов содержания горючих в шлаке и уносе. Анализ осуществляется в собственной производственной лаборатории или в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса. В случае отсутствия анализа, оператор установки принимает потерю тепла вследствие механической неполноты сгорания твердого и жидкого топлива равной 3 процентам. Потери тепла вследствие механической неполноты сгорания топлива определяются по фактическим данным, усредненным за отчетный период.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      11. Выбросы СО2 от сжигания газообразного топлива рассчитываются по следующим образом:

      Показатель:

      Выбросы СО2 от сжигания газообразного топлива:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      МCO2 = ∑ВDG×EFDG,i,y, (3),

      где:

      МCO2 – выбросы СО2 от сжигания газообразного топлива, тонн СО2;

      ВDG – расход газообразного топлива соответствующего компонентного состава за отчетный период, тонн;

      EFDG,i,y – коэффициент выбросов СО2, тонн СО2/тонн топлива.

      Расчет коэффициента выбросов СО2 от сжигания газообразного топлива производится оператором установки самостоятельно, в соответствии с Методикой по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов, разработанной в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Кодекса.

      Периодичность аналитического контроля компонентного состава газа устанавливается оператором установки самостоятельно либо в соответствии с договорами на закупку газообразного топлива стандартного качества от поставщиков и отражается в подпункте 1) пункта 13.2 Плана мониторинга.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

Глава 3. Расчеты выбросов метана и закиси азота от котлов ТЭС, ТЭЦ и котельных

      12. При расчете выбросов метана (далее – СН4) и закиси азота (далее – N2O) от котлов ТЭС, ТЭЦ и котельных при сжигании твердого, газообразного и жидкого топлива используется формула, указанная в пункте 11 настоящей Методики.

      При этом, применяются соответствующие коэффициенты выбросов и EFN20.

      Расчет коэффициента выбросов CH4 и N2O от сжигания твердого/газообразного/жидкого топлива производится оператором установки самостоятельно, в соответствии с Методикой по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов твердого и жидкого топлива, разработанной в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Кодекса.

      13. При расчете выбросов парниковых газов в эквиваленте тонны СО2 используются потенциалы глобального потепления в соответствии с пунктом 3 статьи 282 Кодекса.

Методика расчетов выбросов парниковых газов от установок по добыче нефти и газа

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчетов выбросов парниковых газов от установок по добыче нефти и газа (далее – Методика) разработана в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Экологического кодекса Республики Казахстан (далее – Кодекс) и предназначена для расчетов выбросов парниковых газов от установок по разведке, добыче нефти и газа1.

      2. В настоящей Методике используются следующие термины и определения:

      1) газлифтный газ – газ, использующийся для газлифта нефтяной скважины и вводящийся под высоким давлением;

      2) газовый фактор – содержание смеси углеводородных газов в продукции нефтяных скважин;

      3) групповая замерная установка – техническое устройство в границах месторождения (группы месторождений), использующееся для оперативного замера дебита нефти, газа и воды, добываемых из скважин;

      4) давление насыщения нефти газом – давление, при котором весь газ растворяется в жидкости;

      5) количество извлеченного попутного нефтяного газа (далее – ПНГ) – общее количество ПНГ, извлеченного на месторождении/скважине в виде растворенного, связанного или свободного ПНГ за выбранный период времени;

      6) месторождение – часть недр, содержащая природное скопление полезного ископаемого (полезных ископаемых), запасы которого (которых) подсчитаны и (или) оценены в результате проведения разведки;

      7) оператор установки – физическое или юридическое лицо, в собственности или ином законном пользовании которого находится установка;

      8) пластовое давление нефти – максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти;

      9) попутный нефтяной газ – смесь различных газообразных углеводородов, связанных или растворенных в сырой нефти или находящаяся в несвязанном (свободном) состоянии в нефтегазоносном пласте;

      10) стандартные условия – условия окружающей среды, соответствующие температуре 20 градусов и давлению 101325 Паскаль (760 миллиметров ртутного столба);

      11) сухой газ – природный горючий газ из группы углеводородных веществ, характеризующийся резким преобладанием в его составе СН4, сравнительно невысоким содержанием этана.

      3. Иные термины и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан.

      ______________________

      1Примечание: Указанная методика не применяются к расчетам в отчетах об инвентаризации ПГ ранее 2022 года.

Глава 2. Расчеты выбросов парниковых газов от установок по добыче нефти и газа

      4. Показатель:

      Суммарные выбросы парниковых газов установки:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      ETOTAL – суммарные выбросы парниковых газов, тонн СО2-эквивалент;

      Egas,COMB,y – суммарные годовые выбросы СО2 от сжигания газообразных видов топлива в году у, тонн СО2-эквивалент;

      Eliq,COMB,y – суммарные годовые выбросы СО2 от сжигания жидких видов топлива, тонн СО2-эквивалент;

      Eflare,y – выбросы СО2 от сжигания ПНГ и других видов газообразного (горючего) топлива сжигаемого на факеле, тонн СО2-эквивалент;

      В случаях, если единицей измерения является тонна, округление производится до двух цифр после запятой.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      5. Показатель:

      Общие годовые выбросы парниковых газов от сжигания газообразного топлива:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      Egas,COMB,y – суммарные годовые выбросы СО2 от сжигания газообразных видов топлива (природного газа, ПНГ, газлифтного газа, сухого газа) в году у, тонн СО2-эквивалент;

      Egas,j,y – выбросы от сжигания ПНГ в году у, тонн СО2-эквивалент;

      Egas,d, y – выбросы от других видов газообразного топлива в году у, тонн СО2-эквивалент.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      7. Показатель:

      Выбросы от сжигания ПНГ:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      Egas,j,y – выбросы от сжигания ПНГ в году у, тонн СО2-эквивалент;

      FCDG,i,y,GF – потребление ПНГ для месторождения i в году у, стандартные метры кубические;

      EFDG,i,y – коэффициент выбросов СО2 для ПНГ для месторождения i в году у, тонн СО2/стандартные метры кубические топлива.

      Значение теплотворной способности учтено при расчете коэффициента выбросов ПНГ, который определяется по электронному расчетному инструменту (далее – ЭРИ) согласно Методике по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов, разработанной в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Кодекса.

      При расчете выбросов метана в эквиваленте СО2, используется потенциал глобального потепления согласно пункту 3 статьи 282 Кодекса.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      8. Количество потребленного ПНГ определяется двумя методами: расчетным методом и методом прямых измерений количества извлеченного ПНГ.

      Расчетный метод применяется следующим образом:

      8.1. Показатель:

      Общее потребление ПНГ на установке:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      FCDG,i,y,GF – потребление ПНГ для месторождения i в году у, стандартные метры кубические;

      FPoil,m – количество извлеченных ресурсов нефти по объектам/горизонтам m, тонны;

      GORi,n – газовый фактор для месторождения i со скважины n, стандартные метры кубические газа/тонны нефти;

      FCDG,i,y,import – количество ПНГ, идущего на установку подготовки газа, стандартные метры кубические;

      Величина газового фактора определяется с применением одного из нижеприведенных подходов:

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      8.2. Подход по средневзвешенному газовому фактору.

      Показатель:

      Газовый фактор:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      GORi,n – газовый фактор для месторождения i со скважины n, стандартные метры кубические газа/тонны;

      GORm – газосодержание извлеченных ресурсов нефти по объектам/горизонтам, согласно последнему утвержденному проектному документу, регламентирующему разработку данного месторождения (включая документы авторского надзора) в соответствии с пунктом 1 статьи 142 Кодекса Республики Казахстан "О недрах и недропользовании", стандартные метры кубические/тонны;

      FPoil,m – количество извлеченных ресурсов нефти по объектам/горизонтам, тонны;

      m – индекс, обозначающий соответствующий горизонт.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      Подход по консервативному значению газового фактора

      В случае невозможности вычисления средневзвешенного газового фактора по подходу средневзвешенного газового фактора, а также для месторождений, добывающих не более 1 миллиона стандартных метров кубических ПНГ в год, на весь период отчетности применяется консервативное значение газового фактора для месторождения в целом.

      Расчетный метод применяется в случае, если пластовое давление нефти превышает значение давления насыщения нефти газом.

      Метод прямых измерений количества извлеченного ПНГ

      Данные о скважинной добыче ПНГ основываются на регулярных измерениях количества ПНГ на групповой замерной установке для каждой нефтяной скважины. Данные групповой замерной установки перепроверяются с помощью ежегодных (как минимум) контрольных измерений на мобильной замерной установке.

      Данные о количестве ПНГ, полученном на ступенях сепарации, основываются на показаниях приборов учета ПНГ, прибора расхода газа печами при наличии автоматизированного учета как данных о расходе ПНГ, так и данных о давлении ПНГ и работе предохранительных клапанов технологических установок.

      9. Для месторождений, добывающих более 3 миллионов стандартных метров кубических ПНГ, применяется и расчетный метод, и метод прямых измерений, а также сравнение данных, полученных указанными методами. Для расчета выбросов парниковых газов применяется наибольшее значение количества извлеченного ПНГ. Особое внимание уделяется месторождениям, у которых пластовое давление нефти меньше давления насыщения нефти газом, поскольку проектное значение газового фактора не является стабильным фактором.

      10. В случае, если отклонения от стандартного значения превышает 20 процентов, осуществляются инструментальные замеры количества выделяемого ПНГ на ступенях сепарации в присутствии представителя органа по валидации и верификации.

      11. При составлении баланса ПНГ для расчетов выбросов парниковых газов принимается количество ПНГ, которое идет на производство полезной тепловой и электрической энергии в границах установки.

      12. Коэффициент выбросов СО2 для ПНГ рассчитывается в соответствии с ЭРИ, исходя из его компонентного состава2.

      13. Компонентный состав ПНГ для каждого из геологических объектов месторождений установки регулярно определяется инструментальными методами. Также компонентный состав определяется из документов отчетности (за годы, предшествующие периоду отчетности и мониторинга), из анализов физико-химических свойств нефти и ПНГ.

      При отсутствии возможности проведения компонентного состава средневзвешенный компонентный состав технологических газов может также быть принят по материально – тепловому балансу нефтегазовых установок, выполненного путем инженерных расчетов и моделирования физико-химических свойств нефти и ПНГ.

      Используемый средневзвешенный компонентный состав технологических газов должен проверяться два раза в год прямым анализом.

      14. Показатель:

      Выбросы от сжигания других видов газообразного топлива:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      Egas,d, y – выбросы СО2 от сжигания других видов газообразного топлива в году у, тонн СО2-эквивалент;

      FCd,i,y, – суммарное потребление других видов газообразного топлива для месторождения i в году у, стандартные метры кубические;

      EFd,y – коэффициент выбросов газообразного топлива в году у, тонн СО2/стандартные метры кубические.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      15. При расчете выбросов парниковых газов для других видов газообразного топлива, учитывается количество газообразного топлива, потребляемого для производства тепловой и электрической энергии при обеспечении производственных нужд. Количество газообразного топлива определяется инструментальными методами на основании прямых измерений расходомерами топлива с учетом приведения к стандартным условиям. Также учитывается объем газообразного топлива, который не используется в технологических процессах установки в качестве сырья, а отдается на продажу потребителю.

      Таким образом, количество газообразного топлива рассчитывается, исходя из следующих данных:

      1) общее количество образовавшегося газообразного топлива на установке;

      2) общее количество газообразного топлива, отданное на продажу потребителю (экспортного);

      3) общее количество газообразного топлива, поставленное третьей стороной (импортированного).

      16. Коэффициент выбросов СО2 для других видов газообразного топлива рассчитывается исходя из его компонентного состава в соответствии с ЭРИ.

      17. Показатель:

      Общие годовые выбросы парниковых газов от стационарного сжигания жидкого топлива (собственной выработки и импортного) на установке:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      Eliq,COMB,y – суммарные годовые выбросы парниковых газов от сжигания жидких видов топлива, тонн СО2;

      FCliq,p,y – суммарное потребление всех видов сжигаемого жидкого топлива типа р для месторождения i в году у, тонны;

      NCVliq,p.y – низшая теплотворная способность жидкого топлива типа р в году у, терраджоуль/тонны;

      EFliq,p.y – коэффициент выбросов СО2 для жидкого топлива типа р в году у, тонн СО2/терраджоуль.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      18. Количество жидкого топлива, потребленного тепло - и/или электрогенерирующим стационарным оборудованием на производственных площадках, определяется на основе прямых измерений расходомерами топлива. В случае невозможности или отсутствия расходомеров топлива, баланс жидкого топлива каждого типа составляется по данным внутренней отчетности установки. Для расчета выбросов парниковых газов принимается количество жидкого топлива, которое идет на производство полезной тепловой и электрической энергии в границах установки.

      19. Для получения теплотворной способности жидкого топлива, проводится лабораторный анализ теплотворной способности для такого топлива в собственной производственной лаборатории или в сторонней лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области технического регулирования в соответствии с пунктом 9 статьи 132 Кодекса. Регулярность анализа теплотворной способности определяется по историческим данным за два последних года. Если нет исторических данных, регулярность анализа определяется следующим образом:

      1) доля потребления жидкого топлива в общем топливном балансе установки меньше 1 процента: топливо не рассматривается ввиду несущественности;

      2) доля потребления жидкого топлива в общем топливном балансе установки от 1 до 5 процента: анализ проводится один раз в квартал;

      3) доля потребления жидкого топлива в общем топливном балансе установки от 5 до 15 процента: анализ проводится один раз в месяц;

      4) доля потребления жидкого топлива в общем топливном балансе установки больше 15 процентов: анализ проводится один раз в неделю.

      20. Для получения коэффициента выбросов парниковых газов для жидких топлив, проводится лабораторный анализ содержания углерода в топливе в собственной производственной лаборатории или в сторонней лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области технического регулирования в соответствии с пунктом 9 статьи 132 Кодекса. Регулярность анализа содержания углерода в топливе эквивалентна регулярности анализа теплотворной способности

      21. Показатель:

      Выбросы от сжигания жидкого топлива на передвижных и стационарных агрегатах и резервных источниках:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      NCVp.y – теплотворная способность жидкого топлива р в году у, согласно п. 19 настоящей Методики, мегаджоуль/килограммы;

      EFp.y – коэффициент выбросов жидкого топлива р в году у, п. 20 настоящей Методики, тонн СО2/мегаджоуль;

      rp.y – плотность жидкого топлива, килограмм/метры кубические.

      Данные по плотности принимаются по результатам собственной производственной лаборатории или сторонней лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      22. В случае, если в пределах границ месторождения применяется факельное сжигание для утилизации ПНГ или других видов газообразного (горючего) топлива, выбросы СО2 от факельного сжигания рассчитываются следующим образом:

      Показатель:

      Выбросы СО2 от факельного сжигания:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      Eflare,y – выбросы СО2 от сжигания ПНГ на факеле, тонн СО2-эквивалент;

      FCflare,i,y – количество ПНГ, другие виды газообразного топлива сжигаемого на факеле на производственной площадке i в году у, стандартные метры кубические;

      EFDG,flare,i,y – коэффициент выбросов СО2 для ПНГ и других видов газообразного топлива (горючего) сжигаемого на факеле на производственной площадке i в году у, тонн СО2/стандартные метры кубические ПНГ, рассчитывается в соответствии с ЭРИ.

      OF – коэффициент окисления при сжигании СН4 на факеле, равный 0,9984.

      Количество ПНГ, сжигаемого на факеле, определяется на основе прямых измерений на линии, идущей к факельной установке (приборами учета расхода газа). В случае невозможности определения расхода инструментальными методами, расход определяется исходя из баланса газа по установке.

      В случаях, когда на месторождении добывается нефть с высоким содержанием ПНГ (с высоким значением газового фактора), имеют место периодические выбросы ПНГ в атмосферу в результате скачков давления и срабатывания аварийных сбросных клапанов технологических установок при разгазировании нефти. Эти выбросы не подлежат учету в рамках внутренней отчетности установки, в которой учитываются нормативы технологических потерь нефти и газа на собственные нужды.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      23. Расчет данных выбросов основывается на данных отчетности об утечках/аварийных сбросах, содержащих сведения об объемах сброса.

      Расчет данных выбросов основывается на данных отчетности об утечках/аварийных сбросах, содержащих сведения об объемах сброса.

      Показатель:

      Годовые выбросы СН4 от утечек и аварийных сбросов:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      В тех случаях, когда на установке внедрена и используется программа мониторинга по контролированию утечек от неорганизованных источниках выбросов ПГ посредством проведения инструментальных замеров, необходимо при расчете суммарных выбросов ПГ использовать результаты мониторинга и фактических измерений метана от утечек.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      24. На установке в ходе осуществления промышленных процессов с нефтью происходят утечки и технологические (продувочные) выбросы ПНГ с объектов нефтедобычи в атмосферу. ПНГ и газлифтный газ, согласно данным об их компонентном составе, содержат 70 - 90 процентов СН4.

      По известному объему выбросов ПНГ, выбросы CH4 рассчитываются следующим образом:

      Показатель:

      Суммарные годовые выбросы CH4 от технологических потерь ПНГ:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      16 – молекулярная масса CH4, килограмм/килограмм моль;

      22,4 – объем 1 моля газа при стандартных условиях, килограмм/моль;

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      ____________________________

      2 Принцип работы ЭРИ расписан в Методике расчетов выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов. ЭРИ будет размещен на сайте оператора системы торговли углеродными единицами

Глава 3. Сбор и хранение данных для мониторинга выбросов парниковых газов

      25. На основании мониторинга, оператор установки разделяет источники выбросов парниковых газов по уровню выбросов. Различают источники, выбрасывающие значительное количество парниковых газов, и источники с которые в процессе работы выбрасывают малое количество парниковых газов. При этом, требования по сбору данных, контролю качества данных и отчетности для источников являются одинаковыми. Следовательно, для упрощения процесса мониторинга и отчетности учитывают уровни контроля данных. В таблице 1 приложения к настоящей Методике предлагаются рекомендованные уровни контроля данных, на основании которых, от каждого источника учитывается вклад при расчете выбросов парниковых газов.

      26. С целью контроля количества использованного топлива в конце отчетного года количество топлива по каждому источнику выбросов сводится и отражается в отчете об инвентаризации выбросов парниковых газов. Требования к измерению, сбору, хранению и сведению всех первичных данных для расчета выбросов СО2 указаны в таблице 2 приложения к настоящей Методике.

      27. Операторы установки осуществляют способы расчета и периодичности измерений в соответствии с мониторингом выбросов. Данные по потребляемому топливу архивируются и хранятся у оператора установки.

      28. Годовые выбросы СО2 от системы удаления хвостовых газов рассчитываются по формуле:

      где:

      Е tailgas – годовые выбросы СО2 от системы удаления хвостовых газов, тонн СО2-эквивалент;

      TG – количество хвостовых газов, тонн;

      MFCO2– массовая доля СО2 в смеси, % масс.

Таблица 1

Рекомендованные уровни контроля данных, на основании которых источники могут быть исключены из рассмотрения при расчете выбросов парниковых газов

Таблица 2

Данные, которые подлежат измерению, сбору, хранению и сведению на производственной площадке для мониторинга выбросов парниковых газов

Методика расчетов выбросов парниковых газов от установок по интегрированному производству чугуна, стали и агломератов

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчетов выбросов парниковых газов от установок по интегрированному производству чугуна и стали на интегрированном предприятии (далее – Методика) разработана в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Экологического кодекса Республики Казахстан (далее – Кодекс) и предназначена для расчетов выбросов двуокиси углерода (далее – СО2) и метана (далее - СН4 ) от установок по производству чугуна, стали и агломератов на интегрированном металлургическом предприятии.

      2. В настоящей Методике используются следующие определения:

      1) агломерат – спҰкшаяся в куски мелкая руда с незначительным содержанием мелочи;

      2) доменный газ – газ, образующийся во время выплавки чугуна в доменных печах и представляющий собой продукт неполного сгорания углерода;

      3) скрап – металл, металлический лом и металлические отходы производства, предназначенные для переплавки с целью получения годного металла;

      4) кальцинирование - превращение металлов в окислы посредством их прокаливания при доступе воздуха для удаления из них летучих веществ;

      5) конверторный газ - смесь отходящих углеродсодержащих газов, получаемых при переработке чугуна в сталь в кислородно-конвертерном процессе;

      6) оператор установки – физическое или юридическое лицо, в собственности или ином законном пользовании которого находится установка;

      7) флюсовый материал – продукт неорганического происхождения, который добавляют к руде при выплавке из неҰ металлов, в целях понижения температуры плавления и более легкого отделения металла от пустой породы;

      8) электродуговая печь (далее – ЭДП) – прибор, в котором плавление металла происходит за счет тепла, выделяемого электрической дугой.

      3. Иные термины и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан.

Глава 2. Расчет выбросов СО2 от установок по интегрированному производству чугуна, стали и агломератов на интегрированном металлургическом предприятии

      4. При производстве чугуна и стали выделяют следующие основные процессы:

      1) производство кокса;

      2) производство агломерата;

      3) производство чугуна;

      4) производство стали;

      5) использование флюса (известняка и доломита)

      5. Выбросы парниковых газов рассчитываются по каждому процессу. Для расчета выброса СО2 оператор установки использует следующие данные:

      1) расход топлива по фактическим данным установки за отчетный период;

      2) содержание углерода на рабочую массу сжигаемого топлива по результатам анализа.

      Оператор установки использует данные о содержании углерода в топливе, предоставленные поставщиком топлива, либо осуществляет анализ содержания углерода на рабочую массу топлива в собственной производственной лаборатории или в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса.

      В случае наличия единиц измерения, отличных от тонны, оператор установки переводит данные единицы измерения в тонны для согласования размерностей.

      6. Выбросы СО2 от производства кокса обусловлены сжиганием горючих газовых смесей в коксовых печах.

      Показатель:

      Выбросы СО2 от производства кокса:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      ECO2, coke – выбросы СО2 от производства кокса, тонн СО2;

      CC – количество коксующего угля поданного на коксование, тонн;

      CCC – содержание углерода в коксующем угле, доли единиц;

      PMa,coke – количество другого технологического материала "а", потребленного для производства кокса и учтенного отдельно, тонн;

      Ca,coke – содержание углерода в технологическом материале типа "а", доли единиц;

      BFGinput – количество доменного газа, израсходованного в коксовых печах, тонн;

      CBFG – содержание углерода в доменном газе, доли единиц;

      CO – количество произведенного кокса, тонн;

      CCO – содержание углерода в коксе, доли единиц;

      COGout – количество газа из коксовых печей, транспортированного с места производства, тонн;

      COGCOG – содержание углерода в коксовом газе, доли единиц;

      COBb – количество побочного продукта "b" коксовой печи, перемещҰнного с места производства на другую установку, тонн;

      Cb – содержание углерода в побочном продукте типа "b", доли единиц;

      Rcoke – количество шлака и пыли, улавливаемого газоочистными установками коксового производства, тонн;

      CR,coke – содержание углерода в шлаке и пыли коксового производства, доли единиц.

      Выбросы СО2 от производства агломерата образуются при спекании рудного концентрата с коксом.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      7. Показатель:

      Выбросы СО2 от производства агломерата:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      ECO2, sinter – выбросы СО2 при производстве агломерата, тонн СО2;

      FE – количество сырья для производства агломерата (руда), тонн;

      CFE – содержание углерода в руде, доли единиц;

      CBR – количество закупленной и произведҰнной на месте коксовой мелочи для производства агломерата, тонн;

      CCBR – содержание углерода в коксовой мелочи, доли единиц;

      COGsinter input – количество газа из коксовых печей, потреблҰнного при производстве агломерата, тонн;

      CCOG – содержание углерода в коксовом газе, доли единиц;

      BFGsinter input – количество доменного газа, израсходованного для производства агломерата, тонн;

      Cinter BFG – содержание углерода в доменном газе, доли единиц;

      PMsinter a – количество другого технологического материала "а", израсходованного для производства агломерата и перечисленных в виде отдельных компонентов, тонн;

      Csinter a – содержание углерода в технологическом материале типа "а" , доли единиц;

      SOGout – количество отходящего газа от производства агломерата, транспортированного на другую установку, тонн;

      CSOG – содержание углерода в отходящем газе от производства агломерата, доли единиц.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      8. Углеродсодержащие материалы при нагревании в печи при производстве агломерата выделяют летучие вещества, в том числе и метан (СН4).

      Показатель:

      Выбросы СН4 от производства агломерата:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      ECH4, sinter – выбросы СН4 от производства агломерата, тонн CH4;

      S - количество произведенного агломерата, тонн

      Eх, sinter – коэффициент выброса, кг СН4 / тонну произведенного агломерата.

      При расчете выбросов СН4 в эквиваленте тонны СО2 используются потенциалы глобального потепления в соответствии с пунктом 3 статьи 282 Кодекса.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      9. Самые большие выбросы СО2 в металлургической промышленности образуются при производстве чугуна. В случае учета углерода при потреблении топлива в секторе энергетики, углерод от потребления кокса или других восстановителей не учитывается. За исключением небольшого количества углерода, удерживаемого в передельном чугуне, весь углерод в коксе и флюсах выбрасывается в качестве продукта сгорания и кальцинирования.

      Показатель:

      Выбросы СО2 при производстве чугуна:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      ECO2, BF – выбросы СО2 от производства чугуна, тонн СО2;

      ORE – количество поданной руды (руда, окатыши, агломерат), тонн;

      CORE – содержание углерода в руде, доли единиц;

      CARBF – количество углеродосодержащих технологических материалов, поданных в доменную печь, тонн;

      CCAR,BF – содержание углерода в углеродосодержащих технологических материалах, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, доли единиц;

      FLBF – количество флюсовых материалов, загружаемых в доменную печь, тонн;

      CFL,BF – содержание углерода во флюсовых материалах, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, доли единиц;

      OT – количество других материалов, загружаемых в печь, тонн;

      COT – содержание углерода в других материалах, доли единиц;

      IOUT – количество выплавленного чугуна, тонн;

      CI,out – содержание углерода в произведенном чугуне, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, доли единиц;

      NM – количество произведенного неметаллического продукта, тонн;

      CNM – содержание углерода в произведенном неметаллическом продукте, доли единиц;

      BFGout – количество произведенного доменного газа и удаленного из рабочей зоны, тонн;

      CBFG,out – содержание углерода в произведенном доменном газе, доли единиц;

      RBF – количество шлака и пыли, улавливаемого газоочистными установками доменного цеха, тонн;

      CR,BF – содержание углерода в шлаке и пыли доменного цеха, доли единиц.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      10. Показатель:

      Выбросы СО2 от производства стали кислородно–конверторным:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      ECO2,BDF – выбросы СО2 от производства стали в кислородном конвертере, тонн СО2;

      IBDF input – количество чугуна, загруженного в конверторную печь, тонн;

      CBDF input – содержание углерода в чугуне, загруженного в конверторную печь, доли единиц;

      SCBDF – количество железного скрапа, загруженного в конвертер, тонн;

      CSC,BDF – содержание углерода в скрапе, загруженного в кислородный конвертер, доли единиц;

      FLBDF – количество флюсовых материалов, загруженных в кислородный конвертер, тонн;

      CFL,BDF – содержание углерода во флюсовых материалах кислородного конвертера, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, доли единиц;

      CARBDF – количество углеродосодержащих технологических материалов, загруженных в конверторную печь, тонн;

      CCAR,BDF – содержание углерода в углеродосодержащих технологических материалах конверторной печи, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, доли единиц;

      STBDF – количество выплавленной стали конверторным способом, тонн;

      CST,BDF – содержание углерода в выплавленной конверторной стали, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, доли единиц;

      SLBDF – количество полученного шлака в конверторной печи, тонн;

      CSL,BDF – содержание углерода в шлаке конверторной печи, доли единиц;

      BOGou – количество полученного конверторного газа, удаленного из печи и направленного на другие переделы, тонн;

      CBDG,out – содержание углерода в конверторном газе, доли единиц;

      RBDF – количество шлака и пыли, улавливаемого газоочистными установками конверторного цеха, тонн;

      CR,BDF – содержание углерода в шлаке и пыли конверторного цеха, доли единиц.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      11. Показатель:

      Выбросы СО2 от производства стали электродуговым способом:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      ECO2, EAF – выбросы СО2 от производства стали в ЭДП, тонн СО2;

      IEAF input – количество чугуна, загруженного в ЭДП, тонн;

      CEAF input – содержание углерода в чугуне, загруженного в ЭДП, доли единиц;

      SCEAF – количество железного скрапа, загруженного в ЭДП, тонн;

      CSC,EAF – содержание углерода в скрапе, загруженного в ЭДП, доли единиц;

      FLEAF – количество флюсовых материалов, загруженных в ЭДП, тонн;

      CFL,EAF – содержание углерода во флюсовых материалах ЭДП, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, доли единиц;

      ELEAF – количество используемых электродов ЭДП, тонн;

      CEL,EAF – содержание углерода в электродах ЭДП, доли единиц;

      CAREAF – количество углеродосодержащих технологических материалов, загруженных в ЭДП, тонн;

      CCAR, EAF – содержание углерода в углеродосодержащих технологических материалах ЭДП, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, доли единиц;

      STEAF – количество выплавленной стали в ЭДП, тонн;

      CST,EAF – содержание углерода в выплавленной в ЭДП стали, доли единиц;

      SLEAF – количество полученного шлака ЭДП, тонн;

      CSL,EAF – содержание углерода в шлаке ЭДП, доли единиц;

      REAF – количество шлака и пыли, улавливаемого газоочистными установками электродугового производства, тонн;

      CR,EAF – содержание углерода в шлаке и пыли электродугового производства, доли единиц.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      12. Показатель:

      Выбросы CO2 от использования известняка и доломита (далее - флюса), от технологических выбросов при окислении углерода в химических реакциях углеродсодержащих материалов:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      Еm – годовой выброс СО2 от применения флюса, тонн СО2;

      Т – расход флюса за год, тонн;

      F1 – коэффициент выбросов СО2 для флюса, тонн CO2/терраджоуль.

      В случае наличия данных о чистоте фракции карбоната кальция в сырье – f, то оператор установки вносит следующую поправку в коэффициент:

      для известняка – 0,44 × f;

      для доломита – 0,447 × f;

      для известковой пыли – 1,02 × f.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

Глава 3. Сбор и хранение данных для мониторинга выбросов парниковых газов

      13. На основании мониторинга, оператор установки разделяет источники выбросов парниковых газов по уровню выбросов. Различают источники, выбрасывающие значительное количество парниковых газов, и источники, которые в процессе работы выбрасывают малое количество парниковых газов. При этом, требования по сбору данных, контролю качества данных и отчетности для источников являются одинаковыми. Для упрощения процесса мониторинга и отчетности учитывают уровни контроля данных. В таблице 2 приложения к настоящей Методике предлагаются рекомендованные уровни контроля данных, на основании которых, от каждого источника учитывается вклад при расчете выбросов парниковых газов.

      14. С целью контроля количества использованного топлива в конце отчетного года количество топлива по каждому источнику выбросов сводится и отражается в отчете об инвентаризации выбросов парниковых газов.

      15. Операторы установки осуществляют способы расчета и периодичности измерений в соответствии с мониторингом выбросов. Данные по потребляемому топливу архивируются и хранятся у оператора установки.

Таблица 1

Содержание углерода в углеродосодержащих технологических материалах

Таблица 2

Рекомендованные уровни контроля данных, на основании которых источники исключаются из рассмотрения при расчете выбросов парниковых газов и постановке Плана мониторинга

Методика расчетов выбросов парниковых газов от установок по производству цемента

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчетов выбросов парниковых газов от установок по производству цемента (далее – Методика) разработана в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Экологического кодекса Республики Казахстан (далее –Кодекс) и предназначена для расчетов выбросов парниковых газов от установок по производству цемента.

      2. В настоящей Методике используются следующие термины и определения:

      1) клинкер – продукт, образующийся при производстве цемента и содержащий в основном силикаты и/или алюминаты кальция;

      2) декарбонизация – освобождение от углерода в процессе производства железа и стали;

      3) оператор установки – физическое или юридическое лицо, в собственности или ином законном пользовании которого находится установка;

      4) минеральные добавки – неорганические природные и искусственные материалы, обладающие гидравлическими и свойствами, использующиеся для улучшения характеристик цемента;

      5) титрирование – процесс определения массы или количества исследуемого вещества;

      6) сырьевые материалы – материалы, предназначенные для дальнейшей обработки на производстве.

      Иные термины и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с экологическим законодательством Республики Казахстан.

      3. Для целей расчета выбросов парниковых газов берутся суммарные, средние и средневзвешенные значения параметров.

Глава 2. Расчеты выбросов СО2 от установок по производству цемента

      4. Для полной оценки выбросов СО2 от процессов декарбонизации и окисления сырьевых материалов в печи, оператор установки определяет следующие выбросы:

      1) выбросы СО2 от декарбонизации сырья в печи;

      2) выбросы СО2 от декарбонизации сырья в составе цементной пыли из отбора, которая не возвращается в печь;

      3) выбросы СО2 от декарбонизации сырья в составе цементной пыли из фильтров и потерянной пыли, которая не возвращается в печь;

      4) выбросы СО2 от окисления органического углерода в составе сырья в печи.

      5. При расчете выбросов СО2, все количества клинкера, сырья, а также доли содержания веществ берутся для сухого вещества.

      6. При наличии на установке нескольких технологических линий, работающих в разных режимах, выпускающих различные типы клинкера и работающих на разном сырье, оператор установки расчеты выбросов СО2 ведет отдельно от каждой группы и по каждой технологической линии источников. Полученные значения выбросов СО2 суммируются.

      7. Показатель:

      Выбросы СО2 от декарбонизации сырья в печи:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      Ecalcin,RM,y – выбросы СО2 от декарбонизации сырья в печи для производства клинкера в период "у", тонн СО2-эквивалент;

      CLNKy – количество произведенного клинкера в период "у", тонн;

      EFcli,y – коэффициент выбросов СО2 от кальцинации для производства клинкера в период "у", тонн СО2-эквивалент.

      В случаях, если единицей измерения является тонна, округление производится до трех цифр после запятой.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      8. Показатель:

      Количество произведенного клинкера:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      CLNKy – количество клинкера за период "у", тонн;

      CEMy – количество цемента, произведенного за период "у", тонн;

      MICy – количество минеральных добавок, использованных для производства цемента в период "y", тонн;

      CLNKstken,y – количество запасов клинкера в хранилищах в конце периода "y", тонн;

      CLNKsrkbgn,y – количество запасов клинкера в хранилищах в начале периода "y", тонн;

      CLNKpurchased,y – количество закупленного клинкера в периоде "y", тонн;

      CLNKsold,y– количество проданного на сторону клинкера в периоде "y", тонн.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      9. При расчете количества минеральных добавок, использованных для производства цемента, оператор установки берет данные о минеральных добавках, поставленных на установку в начале и конце года.

      Показатель:

      Количество минеральных добавок, использованных для производства цемента:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      MICy – количество минеральных добавок, использованных для производства цемента в период "y", тонн;

      PRMICy – количество минеральных добавок для производства цемента поставленных в периоде "y", тонн;

      MICstkend,y – количество запасов минеральных добавок для производства цемента в конце периода "y", тонн;

      MICstkbgn,y – количество запасов минеральных добавок для производства цемента в начале периода "y", тонн.

      Соответствующие значения в формуле, установленной в пункте 9 настоящей Методики, представляют собой суммарные количества всех типов используемых минеральных добавок.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      10. При расчете количества цемента, произведенного за период, оператор установки использует данные о продаже цемента в начале и конце года.

      Показатель:

      Количество цемента:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      CEMy– количество цемента, произведенного за период "у", тонн;

      SLSy – количество отпущенного потребителям цемента в периоде "y", тонн;

      CEMstkend,y – количество запасов цемента в конце периода "y", тонн;

      CEMstkbgn,y – количество запасов цемента в начале периода "y", тонн.

      В случае внутреннего перемещения цемента, оператор установки учитывает и отражает количество цемента, отпущенного потребителям.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      11. Для определения коэффициента выбросов СО2 от кальцинации для производства клинкера, оператор установки берет данные о содержании оксидов кальция и магния в клинкере, полученные по результатам собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса. Также при расчете, оператор установки учитывает поправку на некарбонатные источники оксидов кальция и магния в клинкере.

      12. В случае использования золы и шлаков для производства клинкера, исходное сырье содержит некарбонатные источники оксидов магния и кальция либо при природном содержании некарбонатных оксидов кальция и магния в исходном сырье, в коэффициент выбросов СО2 от кальцинации для производства клинкера вводится соответствующая поправка, рассчитываемая по формуле согласно пункту 16 настоящей Методики.

      13. Также источниками некарбонатных оксидов кальция и магния в клинкере являются кальций и магний, поступающие в печь в виде силикатов. В таком случае также вводят поправку на некарбонатные источники оксидов магния и кальция в коэффициент выбросов СО2 от кальцинации для производства клинкера.

      Показатель:

      Коэффициент выбросов СО2 от кальцинации для производства клинкера:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      EFcli,y – коэффициент выбросов СО2 от кальцинации для производства клинкера в период "у", тонн СО2-эквивалент/тонн;

      MWCO2 – молярная масса СО2, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, грамм/моль;

      MWCaO – молярная масса оксида кальция, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, грамм/моль;

      MWMgO – молярная масса оксида магния, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, грамм/моль;

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      14. Показатель:

      Поправка на некарбонатные оксиды кальция и магния в сырье:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      15. Показатель:

      Поправка на силикаты кальция и магния в сырье:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      16. Оператор установки учитывает эквивалент выделения СО2 через содержание оксида магния в клинкере с целью полного учета выбросов СО2, в случае, если сырьевые материалы содержат значимые количества карбонатов, не являющихся кальцием и магнием.

      При расчете коэффициента выбросов СО2 от кальцинации для производства клинкера, соответствующее значение (без поправки на цементную пыль) составляет 0,5101 тонн СО2-эквивалент.

      17. На установках по производству цемента существуют два потока цементной пыли, которые образуются в ходе производственной деятельности.

      Первый поток состоит из пыли отбора, состоящей из сбросов пыли из сырьевой муки с высокой степенью декарбонизации либо полностью декарбонизированной. Отбор данной пыли из печи производится для контроля подачи циркулирующих элементов (щелочей, серы, хлора), особенно в случае производства низко-щелочного клинкера.

      18. Для правильного учета выбросов парниковых газов учитываются объемы пыли отбора, которые извлекаются и не возвращаются в систему печи.

      19. Оператор установки для расчета выбросов парниковых газов применяет коэффициент выбросов СО2 от кальцинации для производства клинкера, так как пыль отбора состоит из декарбонизированного сырья.

      20. Показатель:

      Выбросы СО2 от декарбонизации сырья в составе цементной пыли из отбора, которая не возвращается в печь:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      21. Второй поток цементной пыли состоит из потерянной для системы пыли, которая образуется из сбросов пыли из системы пылегазоочистки печи и электрофильтров. Эта пыль кальцинирована частично, а при сухом способе производства не кальцинирована полностью. К этой категории относится также выброс цементной пыли из дымовой трубы установки, который получают на основе регулярных анализов содержания цементной пыли в дымовых газах после системы пылеулавливания.

      Показатель:

      Выбросы СО2 от декарбонизации сырья цементной пыли из фильтров и потерянной пыли, которая не возвращается в печь:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      22. Оператор установки рассчитывает среднюю степень кальцинации потерянной цементной пыли для правильного расчета коэффициента выбросов СО2 от кальцинации потерянной цементной пыли.

      Оператор установки определяет степень кальцинации потерянной цементной пыли путем анализа массовой доли карбонатного СО2 в цементной пыли и в сырьевой муке, который проводится методом потери веса на прокаливании, титрировании либо инфракрасного определения СО2.

      Показатель:

      Коэффициент выбросов СО2 от кальцинации потерянной цементной пыли:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      23. Показатель:

      Степень кальцинации потерянной цементной пыли при известных характеристиках цементной пыли и сырьевой муки:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      24. В случае отсутствия соответствующих анализов характеристик цементной пыли и сырьевой муки, оператор установки применяет значения для степени кальцинации потерянной цементной пыли, указанные в таблице 2 приложения к настоящей Методике.

      25. Сырьевые материалы, используемые в цементном производстве, содержат незначительную долю органического углерода. В результате воздействия высоких температур в обжиговой печи углерод окисляется, приводя к выбросам СО2. Доля этих выбросов в общем балансе выбросов установки незначительна и редко превышает 1 процент. Но в некоторых случаях, например, при использовании золы и шлаков в качестве сырья, этот источник выбросов является значительным.

      Показатель:

      Выбросы СО2 от окисления органического углерода в составе сырья в печи:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      Оператор установки применяет значение по умолчанию для массовой общей доли содержания органического углерода в сырье равное 0,002, в случае отсутствия соответствующих анализов характеристик сырья.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

Глава 3. Сбор и хранение данных для мониторинга выбросов парниковых газов

      26. Уровни существенности применяются в процессе независимой верификации отчетов об инвентаризации парниковых газов. Представитель органа по валидации и верификации руководствуется заданным порогом 5 процентов для определения совокупности ошибок при неправильных результатах в отчете об инвентаризации парниковых газов.

      27. С целью контроля количества использованного топлива в конце отчетного года количество топлива по каждому источнику выбросов сводится и отражается в отчете об инвентаризации выбросов парниковых газов.

      28. Операторы установки осуществляют способы расчета и периодичности измерений в соответствии с мониторингом выбросов. Данные по потребляемому топливу архивируются и хранятся у оператора установки.

Таблица 1

Молярная масса химических веществ

Таблица 2

Значения по умолчанию для степени кальцинации потерянной цементной пыли

Методика расчетов выбросов парниковых газов от установок по производству алюминия

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчетов выбросов парниковых газов от установок по производству алюминия (далее – Методика) разработана в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Экологического кодекса Республики Казахстан (далее – Кодекс) и предназначена для расчетов выбросов парниковых газов от установок по производству алюминия.

      2. К парниковым газам, выделяющимся при производстве алюминия, относятcя двуокись углерода (далее – СО2), перфторуглероды (далее – ПФУ) – тетрафторметан (далее – CF4) и гексафторэтан (далее – C2F6).

      3. В настоящей Методике используются следующие термины и определения:

      1) анод – электрод, имеющий положительный заряд;

      2) анодный эффект – временное возрастание напряжения в результате образования газового изолирующего слоя вокруг анода;

      3) оператор установки – физическое или юридическое лицо, в собственности или ином законном пользовании которого находится установка.

      4) электролизер – аппарат для осуществления электрохимических процессов путем пропускания постоянного тока от внешнего источника.

       4. Иные термины и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан.

Глава 2. Расчеты выбросов парниковых газов от установок по производству алюминия

      5. Основным источником выбросов CO2 при производстве алюминия является потребление предварительно обожжҰнных анодов.

      6. Оператор установки рассчитывает выбросы СО2 следующим образом:

      Показатель:

      Выбросы СО2 от потребления предварительно обожженных анодов:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      ECO2 – выбросы CO2 от потребления предварительно обожженных анодов, тонн СО2;

      Ра – нетто–потребление предварительно обожжҰнных анодов на тонну алюминия, согласно таблице 1 Приложения к настоящей Методике, тонн углерода/тонн алюминия;

      Q – Общее производство алюминия, тонн;

      Sa – содержание серы с предварительно обожжҰнным анодом, согласно таблице 1 Приложения к настоящей Методике, вес. (%);

      Золаa – содержание золы в обожжҰнных анодах, согласно таблице 1 Приложения к настоящей Методике, вес. %;

      44/12 – соотношение молекулярной массы СО2 и углерода.

      В случаях, если единицей измерения является тонна, округление производится до двух цифр после запятой.

      7. НеопределҰнность коэффициентов выбросов СО2 составляет менее (± 5%).

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      8. Показатель:

      Выбросы CF4 от производства алюминия:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      ECF4 – выбросы CF4 от производства алюминия, килограмм CF4;

      kCF4 – угловой коэффициент для CF4, согласно таблице 2 Приложения к настоящей Методике, (килограмм CF4/тонн алюминия)/ (минуты анодного эффекта/ванно–сутки);

      T – минуты анодного эффекта на ванно–сутки, данные по средней продолжительности вспышек и частоте анодных эффектов при среднесуточной производительности электролизера представлены в таблице 3 Приложения к настоящей Методике;

      Q – Производство алюминия, тонны;

      GWPCF4 – потенциал глобального потепления CF4, согласно п. 3 статьи 282 Кодекса.

      В случаях, если единицей измерения является тонна, округление производится до трех цифр после запятой.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      9. Показатель:

      Выбросы C2F6 от производства алюминия:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 января года следующего за отчетным периодом;

      2) источники информации: исходные данные оператора установки в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      EC2F6 – выбросы C2F6 от производства алюминия, килограмм C2F6;

      kC2F6 – угловой коэффициент для C2F6, согласно таблице 2 Приложения к настоящей Методике, (килограмм C2F6/тонн алюминия)/(минуты анодного эффекта/ванно–сутки);

      T – Минуты анодного эффекта на ванно–сутки, данные по средней продолжительности вспышек и частоте анодных эффектов при среднесуточной производительности электролизера представлены в таблице 3 Приложения к настоящей Методике;

      Q – производство алюминия, тонны;

      GWP C2F6 – потенциал глобального потепления C2F6, согласно пункта 3 статьи 282 Кодекса.

      В случаях, если единицей измерения является тонна, округление производится до двух цифр после запятой.

      4) место размещения выходной информации: показатель публикуется ежегодно на официальном интернет – ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами www.carbon.energo.gov.kz, раздел "Кадастр", подраздел "Журнал отчетов".

      10. НеопределҰнность коэффициентов выбросов ПФУ составляет в пределах (±15 %).

Таблица 1

Таблица 2

Угловой коэффициент для CF4 и C2F6

Таблица 3

Основные характеристики для расчетов ПФУ при анодном эффекте

Методика подготовки проектов по увеличению поглощения и сокращению выбросов парниковых газов в лесном хозяйстве

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящая Методика подготовки проектов по увеличению поглощения и сокращению выбросов парниковых газов в лесном хозяйстве (далее – Методика) разработана в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Экологического кодекса Республики Казахстан и предназначена предназначена для подготовки проектной документации и расчета снижения выбросов и увеличения поглощений парниковых газов в результате выполнения проектов в лесном хозяйстве.

      2. В настоящей Методике используются следующие термины и определения:

      1) орган по валидации и верификации – орган, который выполняет валидацию и/или верификацию на соответствие согласованным критериям валидации и/или верификации;

      2) базовый уровень поглощения парниковых газов – выраженная в тоннах эквивалента двуокиси углерода величина поглощения парниковых газов за определенный период при существующих условиях эксплуатации без реализации углеродного офсета, направленного на увеличение поглощения парниковых газов;

      3) валидация – систематический, независимый и документально оформленный процесс оценки соответствия требованиям, установленным международными стандартами и законодательством Республики Казахстан, и подтверждения плана мониторинга, а также документации в рамках разработки проектов по сокращению выбросов или увеличению поглощений парниковых газов;

      4) верификация - систематический, независимый и документально оформленный процесс оценки соответствия требованиям, установленным международными стандартами и законодательством Республики Казахстан, и подтверждения достоверности сведений, указанных в отчете об инвентаризации парниковых газов и в отчете о реализации проектов по сокращению выбросов или увеличению поглощений парниковых газов;

      5) дополнительность – требование к участникам проектов продемонстрировать разумным образом, что увеличение нетто-поглощения парниковых газов по проекту является дополнительным к тому, что имело бы место в отсутствие проекта;

      6) утечка - воздействие на выбросы или поглощение парниковых газов вне места реализации проекта, обусловленное деятельностью по проекту, но не включенное в его границы;

      7) заявитель проекта – физическое лицо, юридическое лицо или группа юридических лиц, представляющие проект углеродного офсета на рассмотрение и одобрение уполномоченному органу в области охраны окружающей среды.

      3. Иные термины и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан.

      4. Для проектов по поглощению парниковых газов в лесном хозяйстве рекомендуется использовать консолидированные методологии, утвержденные РКИК ООН, в которых интегрированы различные элементы проектов (расчет поглощений и выбросов парниковых газов по углеродным пулам, разработка базовой линии, обоснование дополнительности проекта и пр.), в том числе следующие:

      1) для крупномасштабных проектов – Методология AR-ACM0003 для выращивания лесов и лесовосстановления за исключением болот1;

      2) для маломасштабных проектов - Методология AR-AMS0007 для выращивания лесов и лесовосстановления за исключением болот2.

      При подготовке проектов рекомендуется использовать утвержденные национальные показатели для оценки величины поглощения или эмиссии парниковых газов, связанных с проектной деятельностью (при их наличии), либо международные показатели, утвержденные и рекомендованные МГЭИК и методологиями, принятыми под эгидой РКИК ООН.

      Разработка и реализация углеродных офсетов поглощения осуществляется в соответствии с пунктом 4 статьи 298 Экологического кодекса Республики Казахстан.

      Проектная документация углеродного офсета поглощения разрабатывается по форме согласно Правилам углеродного офсета.

      _______________________________________1 (Afforestation and reforestation of lands except wetlands --- Version 2.0) 2 (Afforestation and reforestation project activities implemented on lands other than wetlands --- Version 3.1).

Глава 2. Определение базовой линии проекта

      Согласно Правилам углеродного офсета заявитель проекта описывает Базовый сценарий.

      Для описание Базового сценария требуется определить границы проекта:

      Определение границ проекта

      Проектная деятельность может охватывать более чем один участок земли. Каждый участок обязан быть точно определен географически. Граница определяется для каждого отдельного участка. Каждый отдельный участок может быть определен многоугольником, чтобы граница проекта была понятной и верифицируемой, для каждого угла многоугольника записываются GPS-координаты, которые затем документируются, архивируются и прилагаются к проекту. Границы проекта включают источники эмиссии парниковых газов, представленные в Таблице 1.

      Выбор наиболее вероятного сценария для базовой линии

      Участники проекта должны определить наиболее вероятный сценарий базовой линии, используя следующий алгоритм:

      1. Определить и перечислить вероятные альтернативы землепользования на землях, включенных в границы проекта (сценарий без проекта).

      2. Обосновать, какой из сценариев, определенных на шаге 1, наиболее вероятный. Оценка производится следующими способами:

      а) общий подход: продемонстрировать, как используются схожие земли, находящиеся поблизости, финансовые и/или прочие препятствия для реализации альтернативных сценариев;

      б) специально для лесопользования: применить инвестиционный анализ или анализ барьеров, показать, что без использования углеродного финансирования проект не реализовывается;

      в) специально для сельскохозяйственных земель: продемонстрировать, что земли официально отведены исключительно под нужды лесного хозяйства и это решение на ограничение хозяйственной деятельности действительно выполняется в районе проведения проекта, продемонстрировать финансовую несостоятельность альтернативной сельскохозяйственной деятельности на проектных землях.

      Определение чистого запаса парниковых газов по базовой линии выполняется по следующему алгоритму.

      1) Определяется сумма запаса углерода по каждой страте:

      для страт без растущих деревьев сумма запаса углерода считается равной нулю по пулам наземной и подземной биомассы;

      для страт с растущими деревьями сумма запас углерода по пулам наземной и подземной биомассы основывается на экстраполяции числа деревьев и их роста по моделям роста, аллометрическим уравнениям, по местным или национальным параметрам, или параметрам, установленным МГЭИК.

      2) Определяется сумма нетто-изменения запаса углерода по всем стратам.

      Базовая линия определяется до проекта и остается постоянной на протяжении всего периода получения углеродных единиц по проекту и, как правило, не подлежит процедуре мониторинга.

      Показатель:

      Изменения запаса углерода в живой биомассе деревьев по базовой линии:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      i – страта;

      j – вид деревьев;

      t – единичный отрезок времени периода кредитования.

      Для страт без растущих деревьев

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Метод 1 (Метод углеродных выгод-потерь)

      Показатель:

      Среднегодовое изменение запаса углерода в живой биомассе деревьев:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Среднегодовой рост запаса углерода в живой биомассе деревьев:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      44/11 – соотношение молекулярной массы с СО₂ и углероде, безразмерно.

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Среднегодовое увеличение общей сухой биомассы живых деревьев:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      [MISSING IMAGE: , ]

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Метод 2 (Метод изменения запаса)

      Показатель:

      Среднегодовой рост запаса углерода в живой биомассе деревьев:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      [MISSING IMAGE: , ]

      [MISSING IMAGE: , ]

      [MISSING IMAGE: , ]

      где:

      T – количество лет между моментами 2 и 1;

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Моменты времени 1 и 2, для которых рассчитывается запас углерода, должны быть репрезентативными по типовому возрасту деревьев по сценарию базовой линии в период кредитования. Например, если деревья уже зрелые на начальном этапе проекта, не следует брать моменты времени 1 и 2, описывающие начальную стадию активного роста.

      Методики 1 и 2 равнозначны по критериям прозрачности и консервативности. Выбор методики определяется доступными параметрами для расчета.

      Устанавливается следующий порядок (приоритет) использования данных:

      1) существующие местные видовые спецификации;

      2) национальные видовые спецификации (например, из национального отчета по инвентаризации парниковых газов);

      3) глобальные видовые спецификации (например, GPG LULUCF).

      Если информация по видовой спецификации недоступна, то следует использовать спецификацию похожего вида (форма дерева, широколиственное или хвойное и т. п.), однако руководствуясь приоритетом выбора данных, указанным выше.

      Выбирая глобальные и национальные базы данных по причине неполноты местных данных, их следует подтвердить любой доступной местной информацией, что выбор значений не ведет к недооценке поглощения парниковых газов по базовой линии. Местные данные, используемые для подтверждения, могут быть излечены из литературы и местных лесных инвентаризаций или получены непосредственно измерением участниками проекта, особенно для коэффициента разрастания биомассы, который сильно зависит от возраста и вида деревьев.

      Следует обратить внимание на тот факт, что деревья по сценарию базовой линии не являются деревьями в лесу, следовательно, для них должны быть использованы более высокие параметры роста, нежели для деревьев в лесу.

Глава 3. Оценка поглощения парниковых газов

      При выборе значений параметров и оценок участники проекта должны руководствоваться консервативным подходом, т.е. если возможны различные значения параметра, то следует выбирать такое значение, которое не ведет к завышенной оценке годового нетто-поглощения парниковых газов или недооценке нетто-поглощения парниковых газов по базовой линии.

      Верифицируемые изменения запасов углерода в углеродных пулах.

      Среднегодовое изменение запаса углерода в наземной и подземной биомассе живых деревьев в период между точками мониторинга для страты i вида j

      Однако, когда применяется метод углеродных потерь-выгод для расчета среднегодового сокращения запаса углерода вследствие потерь биомассы живых деревьев для страты i вида j

      Показатель:

      Среднегодовое сокращение запаса углерода вследствие потерь биомассы живых деревьев:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      [MISSING IMAGE: , ]

      [MISSING IMAGE: , ]

      [MISSING IMAGE: , ]

      где:

      Примечание: следует избегать двойного счета по показателям

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Оценка выбросов парниковых газов по источникам.

      Проектная деятельность по облесению/лесовосстановлению вызывает эмиссию парниковых газов в пределах границ проекта. Эмиссии СО₂, СН₄ и N₂O могут являться результатом следующей деятельности:

      эмиссии парниковых газов от сжигания ископаемого топлива для подготовки местности, прореживания и рубки леса;

      сокращение запаса углерода в живой биомассе, существующей недревесной растительности, вызванное конкуренцией с выращиваемыми деревьями или подготовки местности, включая подсеку;

      эмиссии парниковых газов, отличных от оксида углерода, в результате сжигания биомассы для подготовки местности (подсека);

      эмиссия N₂O, вызванная использование азотсодержащих удобрений.

      Показатель:

      Эмиссия парниковых газов в результате реализации проекта в пределах границ проекта:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Оцениваемая конечная антропогенная абсорбция поглотителями по базовому сценарию.

      Показатель:

      Расчет эмиссии СО₂ от сжигания ископаемого топлива:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      Участники проекта должны использовать национальные данные по эмиссии СО₂. Если таковые недоступны, допустимо использовать стандартные значения, отраженные в Руководстве МГЭИК.

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Расчет сокращения запасов углерода в живой биомассе, существующей недревесной растительности:

      Предполагается, что вся недревесная растительность исчезнет в процессе подготовки участков или в процессе конкуренции с выращиваемыми деревьями. Это консервативное утверждение, т. к. какая-то часть растительности будет сохранена или восстановится. Потеря углерода от исчезновения недревесной растительности учитывается единовременно в период кредитования в первый период мониторинга.

      Показатель:

      Эмиссии СО₂ в результате сокращения запаса углерода в живой биомассе недревесной растительности:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      44/12 – соотношение молекулярных масс СО₂ и углерода, безразмерно.

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Расчет эмиссий парниковых газов от сжигания биомассы

      Если для подготовки местности используется метод подсеки, то в результате выделяются парниковых газов, отличные от СО₂.

      Показатель:

      Рост эмиссии парниковых газов, отличных от СО₂, в результате сжигания биомассы при подсеке:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Эмиссия N₂O сжигаемой при подсеке биомассы:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      44/28 – соотношение молекулярных масс N₂O и азота, безразмерно;

      16/12 – соотношение молекулярных масс СН₄ и углерода, безразмерно;

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Потери запасов углерода в наземной биомассе в результате подсеки:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      Если определить эффективность сжигания не представляется возможным, следует использовать значение МГЭИК по умолчанию – 0,5. Соотношение азота и углерода приблизительно составляет 0,01. Это значение по умолчанию применяется к лиственному мусору, при сжигании мусора с большими древесными включениями следует применять повышенный коэффициент, если таковой имеется.

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Расчет эмиссий N₂O от применения азотных удобрений:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      44/28 – соотношение молекулярных масс N₂O и азота, безразмерно;

      Согласно МГЭИК, коэффициент эмиссии составляет 1,25% от внесенной массы азота. Это значение должно применяться, если более точные коэффициенты не доступны.

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Фактическое чистое поглощение парниковых газов:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Глава 4. Расчет оцениваемых утечек

      При выборе параметров проекта следует отдавать предпочтение наиболее консервативным, чтобы их применение не вело к занижению оценки утечек. Потенциальная утечка в предполагаемой проектной деятельности может быть связана со сжиганием ископаемого топлива транспортам для доставки семенного материала, инструментов, работников и продуктов леса в связи с реализацией проекта.

      Показатель:

      Эмиссии СО₂ вследствие сжигания ископаемого топлива транспортными средствами:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      I – тип транспортного средства;

      J – тип топлива;

      Следует использовать специфические для страны коэффициенты эмиссии, если таковые имеются. В случае их отсутствия следует использовать значения, представленные в Руководстве МГЭИК.

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Глава 5. Ожидаемое оцениваемое повышение конечной антропогенной абсорбции поглотителями

      Оцениваемое повышение конечной антропогенной абсорбции поглотителями – это фактическое чистое поглощение парниковых газов за минусом нетто-поглощения парниковых газов по базовой линии и утечек.

      Показатель:

      Чистое антропогенное поглощение парниковых газов:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Глава 6. Мониторинг объемов нетто-поглощения парниковых газов

      Мониторинг границ проекта и реализации проекта:

      В ходе мониторинга проекта необходимо продемонстрировать, что площадь земельных участков по проекту соответствует заявленной в документации площади. Для этого проводятся следующие процедуры:

      полевое обследование фактических границ проектной деятельности по каждому участку;

      измерение географических координат (широты и долготы каждого угла многоугольных участков) с использованием GPS;

      проверка соответствия фактических границ проекта с описанием в проектной документации;

      если фактическая граница проекта оказывается за пределами проектной, предоставляется дополнительная информация о выходящих за пределы проектных границ участках; решается вопрос о пригодности участка, доказывается правомерность использования сценария базовой линии к этим землям. Изменения границ проекта должны быть согласованы с уполномоченным органом и утверждены в ходе реализации проекта, например, при верификации;

      расчет действительной территории каждой страты и субстраты путем обмера географических координат и использования ГИС системы.

      Граница проекта подлежит периодическому мониторингу на протяжении всего периода кредитования, так как возможны случаи обезлесивания территории проекта, и обезлесенные территории необходимо определить. Если облесение на каких-то участках происходит неэффективно, это следует задокументировать.

      Для удостоверения соответствия качества посадок указанным в проекте и должного их проведения следующие процедуры должны быть проведены в течение первых трех лет посадок:

      подтвердить, что подготовка местности и почв прошла в соответствии с проектом. Если предварительно была удалена какая-либо растительность, должны быть рассчитаны выбросы (методику расчета приведена ниже);

      подтвердить, что подготовка местности и почв не вызывает долгосрочной чистой эмиссии углерода из почв;

      проверить выживаемость:

      1) исходный уровень выживания деревьев через три месяца после посадки; следует провести повторную посадку, если уровень выживаемости составил менее 90%;

      2) завершающая проверка проводится через три года после посадки;

      3) проверка уровня выживаемости проводится на постоянно определенных единичных участках;

      проверить количество сорняков: проверить факт, что борьба с сорняками осуществляется в соответствии с проектом;

      обследовать и проверить соответствие видового состава страт и субстрат проекту.

      Практика управления лесами – важный фактор баланса парниковых газов по проекту, поэтому она должна подлежать мониторингу. Мониторинг охватывает следующие сферы управления лесными насаждениями:

      прореживание: конкретная местность, площадь, виды деревьев, интенсивность прореживания, объем удаленной биомассы;

      рубка: места рубки, площадь, виды деревьев, объем удаленной биомассы;

      удобрение: виды деревьев, место, количество и объем внесенных удобрений;

      проверка и подтверждение факта, что территории рубки вновь засаживаются или вновь засеваются непосредственно сразу после рубки, если применяется непосредственное лесонасаждение или засевание;

      проверка и удостоверение факта существования благоприятных условий для естественного восстановления, если земли под рубку подлежат естественному восстановлению.

      Стратификация и отбор образцов для фактических расчетов:

      Территория проекта обычно неоднородна по микроклимату, состоянию почв и растительному покрову вкупе с различным видовым составом деревьев и возрастом лесопосадок. Следовательно, необходимо стратифицировать территорию проекта. Это позволить достичь точности измерений и мониторинга наименее затратным способом. Стратификация проектной территории в относительно однородные единицы позволит повысить точность измерений без необоснованного завышения затрат, или снизить затраты без снижения качества измерений вследствие достаточно низкой вариации внутри однородных единиц. Предварительная стратификация выполняется согласно следующему алгоритму.

      1) Оценка ключевых факторов, влияющих на запас углерода в наземных и подземных пулах. Эти факторы могут включать в себя свойства почв, микроклимат, ландшафт, видовой состав деревьев на посадку, год посадки, особенности управления посадками и проч.

      2) Сбор конкретной информации по ключевым факторам из шага 1, например:

      карты и/или таблицы классификации местности;

      самые свежие аэрофотоснимки/спутниковые снимки/карты;

      типы почв, материнская порода и карты почв;

      информация по ландшафту и/или карты;

      интенсивность эрозии почв;

      прочая информация.

      Источники информации включать в себя: архивы, записи, статистику, научные отчеты и публикации национальных, региональных, местных органов власти, учреждений и/или агентств, и научную литературу.

      3) Предварительная стратификация. Стратификация строиться иерархически по значимости ключевых факторов для изменения запасов углерода или по вариации ключевых факторов на территории. Только после завершения верхнего уровня стратификации следует переходить на следующий. Например, если присутствует значительное изменение климата в пределах границ проекта, стратификация может быть начата с климатических различий. Если ключевой фактор второго уровня – почва, тогда страта, полученная на первом уровне, может быть раздроблена в соответствии с вариацией почв. Лучше всего стратификацию реализовывать на базе GIS путем наложения карт вариаций ключевых факторов. В этом случае следование иерархическому порядку не требуется.

      4) Проведение дополнительного обследования по образцам разных страт, например:

      произрастающих деревьев, если таковые имеются: вид, возраст, количество, средний диаметр "на высоте груди" (DBH) и/или средняя высота деревьев на случайном участке 400 м² (как минимум, три единичных участка на страту);

      недревесной растительности: площадь покрытия и средняя высота травянистой растительности и кустарников на случайных участках площадью 4 м² (как минимум, 10 участков на страту);

      факторов местности и почв: тип почв, глубина почв, угол откоса, интенсивность эрозии почв, уровень подземных вод и проч. и отбор проб почв на проверку органического состава;

      антропогенного влияния: рекомендованное выжигание, рубка, выпас скота, сбор топлива, сбор медицинских препаратов;

      проведение анализа различий по ключевым факторам, указанным выше. Если различия велики внутри предварительно определенной страты, следует провести более тщательное полевое исследование и рассмотреть возможность стратификации, руководствуясь следующим пунктом.

      5) Проведение последующей стратификации, основанной на дополнительной информации шага 4, проверкой однородности предварительных страт или существенности различий между стратами. Степень однородности отличается у разных проектов и основывается на размере страты, степени изменчивости окружающей природной среды и значимости различий для проекта и сценария базовой линии. Страта, внутри которой наблюдается значительная вариация по типу растительности, почвам и антропогенному воздействию, должна разделяться на две и более страт. С другой стороны, страты со сходными характеристиками должны быть объединены в одну. Отдельная страта должна значительно отличаться от прочих по расчету углерода базовой линии и проекта. Например, местность с разными видами и возрастом уже растущих деревьев формируют отдельные страты. Местности с более интенсивным сбором древесного топлива могут также выделяться в отдельную страту. С другой стороны, факторы местности и почв не могут гарантированно формировать отдельную страту, если базовая линия предусматривает одинаковый сценарий деградации и отсутствия антропогенного влияния, и если накопление углерода в наземной и подземной биомассе схожее в сценарии проекта.

      6) Суб-стратификация: создать субстраты для каждой страты, основываясь на видовом составе деревьев на посадку и/или на возрасте посадки, указанном в PDD.

      7) Создать карту стратификации, желательно, с использованием ГИС. ГИС будет полезна для сопоставления информации из разных источников, которая используется для определения и стратификации территории проекта. К тому же последующая стратификация будет произведена после первой точки мониторинга, т. к. вероятны изменения границ проекта, организации видового состава деревьев и года посадки относительно PDD. Например, может случиться так, что внутри одной страты расчет запасов углерода указывает на существование двух субстрат. Также, две разные страты достаточно похожи и позволяют сформировать единую страту. Следующие факторы должны быть учтены при последующей стратификации:

      данные мониторинга состояния лесов и границ проекта, например, фактическая граница проекта, подготовка местности и почв, видовой состав деревьев и год посадки;

      данные мониторинга управления лесом, например, фактическое прореживание и удобрение.

      Разница в изменении запаса углерода по каждой страте и субстрате после первой точки мониторинга. Страты и субстраты следует сгруппировать в одну страту, если они обладают одинаковым запасом углерода, изменением запаса углерода и пространственно сходны.

      Отбор образцов.

      Постоянные единичные участки используются для измерения и мониторинга изменений запасов углерода наземной и подземной биомассе. Постоянные единичные участки, как правило, считаются эффективными для статистического измерения запасов углерода лесов, т. к. обычно наблюдается высокое соответствие между последовательными наблюдениями по единичным участкам. Однако, следует убедиться, что за участками ухаживают так же, как и за прочими землями в пределах границ проекта, например, в процессе подготовки местности и подготовки почв, уничтожения сорняков, удобрения, ирригации, прореживания и проч., и эти участки не должны подлежать вырубке на весь период мониторинга. В идеале, обслуживающий проект персонал не должен знать о местоположении участков. И если применяется маркировка на местности, она должна быть незаметной.

      Определение размера участка.

      Количество участков зависит от видового разнообразия, точности и интервала мониторинга. В данной методике полная сумма участков (n) рассчитывается через критерий Неймана с фиксированным уровнем точности и затрат в соответствии с Венгером (1984)3

      Показатель:

      Полная сумма участков:

      1)периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      n - полная сумма участков

      L – общее количество страт;

      T – уровень доверительной вероятности (95%);

      E – стандартная ошибка (±10% от среднего);

      N – количество единичных участков по всем стратам,

      Nh– количество единичных участков в страте h, рассчитанное отношением площади страты h к площади каждого участка;

      Ch-издержки на выбор участка страты h.

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Стандартное распределение каждой страты (Ch) может быть определено с использованием результатов инвентаризации леса на похожем участке, применяя объем роста или данные по биомассе деревьев. Иначе, если такие данные недоступны, может быть использовано стандартное распределение условий почв по каждой страте, т. к. условия почв – это основной фактор роста деревьев по каждой страте. Значение t с уровнем доверительной вероятности 95% приблизительно равно 2, когда количество участков превышает 30. В качестве первого шага использовать t=2, и если расчетное n <30, то использовать новое n для получения нового t и провести перерасчет. Этот процесс может быть продолжен до тех пор, пока расчетное n не стабилизируется. Стандартная ошибка – это ±10% от среднего значения по каждому участку ожидаемого среднего запаса углерода в живых деревьях по участкам, которое может быть рассчитано как часть оценки фактического чистого поглощения парниковых газов, описанной в методике определения базовой линии.

      Возможно обоснованное изменение размера единичного участка после первой точки мониторинга, основанное на разнице изменения запасов углерода по n участкам.

      Произвольное расположение единичных участков

      Чтобы избежать субъективного выбора расположения участков (центра участков, точек соотнесения участков, переноса центров в более "удобные" места), постоянные единичные участки должны быть размещены системно, изначально произвольно. Это осуществляется с помощью GPS на месте. Географические координаты, позиция, номера страты и субстраты для каждого участка записываются и архивируются. Размер участков зависит от плотности посадок, разброс составляет от 100 м² до 1000 м² в зависимости от плотности посадки в порядке убывания плотности посадок.

      Следует удостовериться, что единичные участки распределены максимально равномерно. Например, если одна страта состоит из трех географически разделенных территорий, тогда предлагается:

      1) разделить страту по числу участков, получив средний размер участка;

      2) разделить площадь каждой местности на среднюю площадь участка, применить целочисленное значение результата вычисления к этой местности, например, если деление дает 6,3 участка, тогда 6 участков приписывается этой местности, а 0,3 участка переносится в другую.

      Представление данных о мониторинге осуществляется в специальном отчете, подготавливаемом на периодической основе (каждые 1-5 лет, согласно требованиям национального законодательства или применяемым международным стандартам). Структура отчета о мониторинге, соответствующая международным требованиям, представлена ниже.

      _____________________________________________1Wenger, K.F. (ed). 1984. Forestry handbook (2nd edition). New York: John Wiley and Sons.

Глава 7. Особенности учета нетто-поглощения парниковых газов в проектах по управлению лесами

      Расчет антропогенного нетто-снижения выбросов парниковых газов4

      Показатель:

      Годовая величина нетто-снижения выбросов парниковых газов:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где

      Данные для расчетов приводятся в тоннах СО₂-эквивалента, при этом для пересчета выбросов парниковых газов, не являющихся диоксидом углерода (в частности, метан и закись азота) применяются текущие значения коэффициентов глобального потепления (GWP), утверждаемые решениями РКИК ООН.

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Учет объемов нетто-поглощения парниковых газов по проекту проводится на основе разработанного базового сценария (в нем часто учитывается практика выборочной рубки деревьев или другие существующие подходы к управлению лесами), обоснования дополнительности проекта, границ проекта (географических, временных границ, а также углеродных пулов, источников выбросов и поглощения парниковых газов, включаемых в проект).

      В проектах управления лесами рекомендуется учитывать следующие углеродные пулы:

      надземная биомасса (деревья) – включается;

      надземная биомасса (иная, не деревья) – не включается;

      подземная биомасса (корни и пр.) – не включается;

      мертвая древесина – включается;

      опад – не включается;

      почва– не включается;

      заготовка древесины – включается.

      Источники выбросов и поглощения парниковых газов включают следующие категории:

      углекислый газ: деградация леса, потребление ископаемого топлива для машин и оборудования, потребление электроэнергии, коммерческая заготовка дров и древесины, прирост леса, природные воздействия (например, лесные пожары);

      метан: мертвая древесина, потребление ископаемого топлива для машин и оборудования, транспортировки, природные воздействия (например, лесные пожары);

      закись азота: потребление ископаемого топлива для машин и оборудования, транспортировки, природные воздействия (например, лесные пожары).

      Оценка выбросов парниковых газов по базовому сценарию (базовой линии)

      Расчет выбросов парниковых газов по базовому сценарию для проектов управления лесами осуществляется следующим способом:

      Показатель:

      Годовая величина выбросов парниковых газов по базовому сценарию:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Расчет величины выбросов парниковых газов от деградации леса обычно учитывает несколько основных составляющих: в случае выборочной рубки (включая санитарные рубки, рубки ухода, заготовки древесины) оценивается углерод, содержащийся в порубочных остатках (как часть дополнительного объема мертвой древесины), объем углерода в заготовленной древесине, подвергающейся моментальным или долгосрочным процессам окисления, объема углерода, потерянного в результате прекращения прироста древесной биомассы, и дополнительный прирост биомассы после осуществления рубок.

      Показатель:

      Расчет величины выбросов парниковых газов от деградации леса:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      44/12 – коэффициент пересчета из тонн углерода (С) в тонны углекислого газа (СО₂).

      Средняя величина объема углерода в деловой древесине на 1 га для каждой страты древесной растительности определяется на основе информации об инвентаризации лесов, при этом учитываются плотность древесины и коэффициент содержания углерода в биомассе.

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Годовая величина выбросов парниковых газов от деградации леса:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      D – плотность древесины;

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Средняя величина углерода в деловой древесине на 1 га:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      На основе данных о среднем количестве углерода на 1 га, который будет удален из проектных лесов по базовому сценарию и общей годовой площади рубок, суммарный объем углерода в деловой древесине определяется следующим способом:

      Показатель:

      Суммарный объем углерода в деловой древесине до начала проекта:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Суммарный ежегодный объем углерода в наземной биомассе:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Расчет нетто-выбросов углерода по пулу мертвой древесины:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Увеличение углерода в пуле мертвой древесины:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Годовой объем углерода в биомассе поврежденной древесины на территории проекта:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Годовой объем углерода, дополнительно поступающего в пул мертвой древесины в результате заготовки древесины (ветки, кора и др.) на территории проекта:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Годовой объем углерода, который остается в пуле мертвой древесины, для каждого года:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      t – год после начале реализации проекта.

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Суммарный объем углерода, накопленного в пуле мертвой древесины:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Суммарный объем выбросов углерода из пула мертвой древесины:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Окончательный расчет годового (не суммарного) объема выбросов углерода из пула мертвой древесины, который рассматривается как часть базового сценария (базовой линии) выбросов парниковых газов:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Нетто-выбросы парниковых газов от пула заготовленной древесины (и продуктов, произведенных из нее)

      Эта часть выбросов парниковых газов по базовому сценарию учитывает объем углерода, сохраненного в пуле древесных продуктов, который обычно разделяется на две составляющие: долгосрочный (период полураспада накопленного углерода более 30 лет) и краткосрочный (период полураспада накопленного углерода не более 2 лет) пулы.

      Основной подход к определению выбросов в результате окисления древесных продуктов из заготовленной на территории проекта древесины рассчитывается следующим способом:

      Показатель:

      Годовой объем выбросов углерода в результате моментального и долгосрочного окисления древесных продуктов:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Выбросы парниковых газов от древесных отходов, полученных в процессе производства продуктов переработки леса:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Доля углерода, который сохраняется в долгосрочном пуле древесных продуктов:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      t – год после начала реализации проекта.

      Согласно Руководству МГЭИК (2006), по умолчанию можно использовать значение ежегодного окисления для долгосрочного пула древесных продуктов, равного 2%.

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Объем углерода в долгосрочном пуле древесных продуктов:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Суммарный объем выбросов углерода из долгосрочного пула древесных продуктов:

      1)периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует

      Показатель:

      Годовой объем углерода, остающегося в долгосрочном пуле древесных продуктов:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Увеличение поглощения углерода за счет прироста после проведения селективных рубок:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Выбросы парниковых газов в результате деятельности по базовому сценарию:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Расчет выбросов от сжигания топлива (нефтепродуктов, природного газа в различных видах):

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      V – объем древесины, с которой выполняются операции в году t, м³.

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Показатель:

      Расчет выбросов парниковых газов от потребления электроэнергии:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Реализация проекта связана с возникновением эмиссий парниковых газов. В методологии VCS предлагается учитывать такие источники, как потребление ископаемого топлива, электрической энергии, природные воздействия (лесные пожары), нелегальная рубка.

      Показатель:

      Эмиссия парниковых газов от деятельности по проекту:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      44/12 – коэффициент пересчета из тонн углерода (С) в тонны углекислого газа (СО₂).

      Расчет отдельных показателей проводится аналогично представленным выше формулам. Дополнительно следует учитывать, что помимо СО₂ при лесных пожарах происходят эмиссии метана и закиси азота, которые могут иметь существенное значение при оценке суммарных эмиссий по проекту (поскольку имеют большие коэффициенты глобального потепления по сравнению с СО₂).

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      Утечки:

      Оценка и управление утечками в проекте необходима для уточнения показателей выбросов и поглощения парниковых газов. Утечки могут быть связаны с двумя основными источниками: 1) эмиссии углерода в результате деградации лесов при изменении деятельности, которую следует отнести к базовому сценарию (например, не включение древесной продукции, производимой на территории проекта, в границы проекта); 2) выбросы от "рыночных" утечек, когда проект оказывает влияние на спрос и предложение древесных продуктов (и, возможно, услуг).

      Показатель:

      Расчет утечек:

      1) периодичность и сроки формирования показателей: определяются заявителем проекта самостоятельно;

      2) источники информации: данные заявителя проекта в соответствии с настоящей Методикой;

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      где:

      44/12 – коэффициент пересчета из тонн углерода (С) в тонны углекислого газа (СО₂).

      Объем эмиссий парниковых газов, связанных с утечками, включает в расчет итоговых показателей выбросов парниковых газов и нетто-поглощения по проекту согласно формуле 30.

      4) место размещения выходной информации: отсутствует.

      ______________________________________4 При подготовке данного раздела использована методология стандарта VCS - VM0011, Версия 1.0, рекомендуемая VERRA для проектов по управлению лесами.

Коэффициенты преобразования и разрастания биомассы по умолчанию, тонны биомассы/(м3 объема древесины)

      BCEF для разрастания объема товарного древостоя до надземной древесины (BCEFS), для преобразования валового годового приращения (BCEFI) и для преобразования объема изымаемой древесины и топливной древесины в изъятие надземной биомассы (BCEFR)

Парниковые газы, учитываемые как эмиссии, отличные от изменений в углеродных пулах