ИПС "Әділет"

Қазақстан Республикасының Экология кодексінің 294-бабының 3-тармағына сәйкес және "Мемлекеттік статистика туралы" Қазақстан Республикасы Заңының 16-бабы 3-тармағының 2) тармақшасына сәйкес БҰЙЫРАМЫН:

1. Мына:

1) 1-қосымшаға сәйкес Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі;

2) 2-қосымшаға сәйкес Жылу электр станцияларының, жылу электр орталықтарының және қазандықтардан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі;

3) 3-қосымшаға сәйкес Мұнай және газ өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі;

4) 4-қосымшаға сәйкес Шойын, болат және күйдіргіштерді біріктірілген өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі;

5) 5-қосымшаға сәйкес Цемент және әк өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі;

6) 6-қосымшаға сәйкес Алюминий, ферроқорытпа, қорғасын және мырыш өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі;

7) 7-қосымшаға сәйкес Орман шаруашылығында жөніндегі парниктік газдар сіңірулерін есептеу әдістемесі;

8) 8-қосымшаға сәйкес Көмір өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі;

9) 9-қосымшаға сәйкес Химия өнеркәсібі өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі;

10) 10-қосымшаға сәйкес Шыны, керамика және минералды материалдарды өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі бекітілсін.

2. "Парниктік газдар шығарындылары мен сіңірулерін есептеу жөніндегі әдістемелерді бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Экология, геология және табиғи ресурстар министрінің 2021 жылғы 13 қыркүйектегі № 371 (Қазақстан Республикасы нормативтік құқықтық актілерінің мемлекеттік тіркеу тізілімінде 2021 жылғы 16 қыркүйекте № 24383 болып тіркелді) бұйрығының күші жойылды деп танылсын.

3. Қазақстан Республикасы Экология және табиғи ресурстар министрлігінің Климаттық саясат және жасыл технологиялар департаменті заңнамада белгіленген тәртіппен:

1) осы бұйрықтың Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелуін;

2) осы бұйрық ресми жарияланғаннан кейін оның Қазақстан Республикасы Экология және табиғи ресурстар министрлігінің ресми интернет-ресурсында орналастырылуын;

3) осы бұйрық Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркегеннен кейін он жұмыс күні ішінде Қазақстан Республикасы Экология және табиғи ресурстар министрлігінің Заң қызметі департаментіне осы тармақтың 1) және 2) тармақшаларында көзделген іс-шаралардың орындалуы туралы мәліметтердің ұсынылуын қамтамасыз етсін.

4. Осы бұйрықтың орындалуын бақылау жетекшілік ететін Қазақстан Республикасының Экология және табиғи ресурстар вице-министріне жүктелсін.

5. Осы бұйрық алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

Қазақстан Республикасы
Экология және табиғи ресурстар
министрі

З. Сулейменова

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасы

Индустрия және инфрақұрылымдық

даму министрлігі

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасы

Энергетика министрлігі

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасы

Стратегиялық жоспарлау және

реформалар агенттігі

Ұлттық статистика бюросы

Қазақстан Республикасы
Экология және табиғи
ресурстар министрі
2023 жылғы 17 қаңтардағы
№ 9 Бұйрығына
1 қосымша

Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістеме

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістеме (бұдан әрі – Әдістеме) Қазақстан Республикасы Экология кодексінің (бұдан әрі – Кодекс) 294-бабының 3-тармағына сәйкес жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеуге арналған.

2. Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу жанғыш газдарды жағудан болған қос тотығы (бұдан әрі – СО2) шығарындыларының коэффициентін есептеуге арналған электрондық есептеу құралымен (бұдан әрі – ЭЕҚ) анықталады. ЭЕҚ көміртегі бірліктерін сату жүйесінің операторының (бұдан әрі - жүйе операторы) ресми интернет-ресурсында орналастырылған.

3. Осы Әдістемеде пайдаланылатын негізгі терминдер мен анықтамалар:

1) агломерациялық газдар – кеннің металлургиялық қасиеттерін жақсарту үшін олардың ұсақ бөлшектерін термиялық күйдіру процесінде түзілетін газдар;

2) әкімшілендіру субъектісі – квоталанатын қондырғының операторы;

3) газдың компоненттік құрамы – газдың құрамында қамтылған әртүрлі көмірсутектер қоспасы;

4) жанғыш газ – шығу тегі табиғи немесе жасанды жолмен алынған, жану жылуы төмен газ;

5) жылу генерациясы – жылу алу үшін отынның алуан түрлерін жағу процесі;

6) квоталау субъектісі – квоталанатын қондырғының операторы;

7) көміртегі бірліктерімен сауда жүйесінің операторы - қоршаған ортаны қорғау саласындағы уәкілетті органның парниктік газдар шығарындыларын реттеу жөніндегі ведомстволық бағынысты ұйымы, ол парниктік газдар шығарындылары мен сіңірулері саласындағы мемлекеттік реттеуді және халықаралық ынтымақтастықты техникалық және сараптамалық сүйемелдеуді қамтамасыз етеді.

8) мұнай зауытының газы – мұнай өнімдерін термиялық және каталитикалық қайта өңдеу процестері кезінде түзілетін газ;

9) стандарттық жағдайлар – 20 градус температураға және 101325 Паскаль қысымға тиісті қоршаған орта жағдайлары (сынап бағанасының 760 миллиметрі).

4. Осы Әдістемеде пайдаланылатын өзге терминдер мен анықтамалар Қазақстан Республикасының экологиялық заңнамасына сәйкес қолданылады.

2-тарау. Жанғыш газдарды жағудан болған СО2 шығарындыларының коэффициентін есептеу

5. Жанғыш газдарды жағудан СО2 шығарындыларын есептеуді қондырғы операторлары ЭРИ көмегімен есептелген шығарындылар коэффициентін қолдана отырып жүргізеді, егер көміртегі диоксиді шығарындыларының коэффициентін айқындаудың өзге әдісі қондырғы операторының парниктік газдар шығарындылары мониторингінің жоспарында және мониторинг нәтижесінде алынған күйдірілген жанғыш газдың массасы (көлемі) туралы деректер Қазақстан Республикасы Экология, геология және табиғи ресурстар министрінің бұйрығымен бекітілген 1-қосымшада Парниктік газдар шығарындылары мен сіңірулері саласындағы мемлекеттік реттеу қағидаларының парниктік газдар шығарындылары мониторингі жоспарының нысанына (бұдан әрі - Мониторингі жоспары) сәйкес (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 27301 болып тіркелген) көзделмеген.

6. Бастапқы деректер ретінде ЭЕҚ-ны пайдалану үшін жанғыш газдың компоненттік құрамы және оның тығыздығы туралы ақпарат ұсынылады. Газдың сипаттамасы, оның компоненттік құрамы туралы барлық стандартты деректер жағдайына келтіріледі.

7. Компоненттік құрам көлемдік үлестермен не молярлық үлестермен беріледі. Анықталмайтын компоненттер кезіңде газдың құрамы этан негізінде консервативті қабылданады. Бұл ретте ЭЕҚ көлемдік үлестермен молярлық үлестерге автоматты түрде қайта есептеу жүргізеді. Әр түрлі компоненттердің үлесінің сомасы 1-ді құрайды.

Ескерту. 7-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

8. Берілген жағу тәсілін есепке алып, жанғыш газды жағудан болған СО2 коэффициенті ЭЕҚ көмегімен есептеудің нәтижесі болып табылады, ол мынадай:

салмақтық көрсеткіштерде – СО2 тонна/газ тонна. Есептелетін мәндердің ішіндегі ең нақтысы, өйткені ол газдың компоненттік құрамы туралы деректерге ғана тәуелді;

көлемдік көрсеткіштерде – СО2 тонна/газдың 1000 текше метрі. Берілген шарттар негізінде газдың тығыздығы туралы деректерге тәуелді;

энергетикалық көрсеткіштерде – СО2 тонна/газ тераджоуль. Берілген шарттар кезінде газдың тығыздығы мен калориялылығы туралы деректерге тәуелді. Дербес деректер болмаған жағдайда газдың калориялылығы ЭЕҚ көмегімен есептеледі.

9. Көрсеткіш: Жанғыш газға арналған СО2 шығарындыларының коэффициенті:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі мен мерзімдері: жыл сайын, есепті кезеңнен кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

EFDG,i,y – шығарындылар коэффициенті, тонна СО2/отын газдың тонна;

ni – i-ші газ компонентінің көміртегі атомдарының саны;

Xm – Мониторингі жоспарына сәйкес сынамаларды i-ші газ компонентінің мольдік үлесі, процентер;

Awc – көміртектің атомдық салмағы;

Mwk - i-ші газ компонентінің молекулалық салмағы;

44 – СО2 молярлық салмағы, килограмм/киломоль;

12 - көміртектің атомдық салмағы,

OF – қышқылдану коэффициенті (жылу шығару мақсатында жағу үшін әдеттегідей 1-ге, сондай-ақ алаулық жағу үшін 0,995 тең қолданылады).

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: көрсеткіш Қазақстан Республикасы Кәсіпкерлік кодексінің 28-бабының 9 тармағына сәйкес жарияланбайды.

10. Тонна СО2/тонна газды тонна CO2/1000 стандарттық м3 газ айналдырған жағдайда болса, қондырғы операторы шығарындылар коэффициентін келесідей есептейді:

Көрсеткіш: ЭЕҚ-даға жанғыш газ үшін СО2 шығарындыларының коэффициенті

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

EFDG,i,y – шығарындылар коэффициенті (тонна СО2/1000м3 газ алауында жағылған);

ni – i-ші газ компонентінің көміртегі атомдарының саны;

Xm – парниктік газдар шығарындыларының мониторингі жоспарына сәйкес сынамаларды іріктеу пункттерінде зертхана анықтайтын i-ші газ компонентінің мольдік үлесі, процентер;

Awc – көміртектің атомдық салмағы;

Mwk - i-ші газ компонентінің молекулалық салмағы;

r - i компоненттерден тұратын есептелген газдың (газдар қоспасының) тығыздығы, кг/м3;

44 – СО2 молярлық салмағы, килограмм/киломоль;

12 - көміртектің атомдық салмағы,

Егер өлшем бірлігі тонна болып табылған жағдайда, дөңгелектеу үтірден кейін үш санға дейін жүргізіледі.

4) ұйғарынды ақпараттың орналастырылу орны: көрсеткіш Қазақстан Республикасы Кәсіпкерлік кодексінің 28-бабының 9 тармағына сәйкес жарияланбайды.

11. Көрсеткіш: k компонентінің молярлық тығыздығы:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

MWk – k компонентінің молярлық тығыздығы, (килограмм/киломоль)/ (стандартты текше метр/киломоль);

µk – k компонентінің молярлық салмағы, килограмм/киломоль;

V – қалыпты жағдайдағы бір моль газдың көлемі, стандартты текше метр/киломоль.

12. Көрсеткіш: k компонентінен құралған газдың (газ қоспаларының) орташа салмақтандырылған тығыздығы мынадай формуламен анықталады:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

dk – k компонентінен құралған газдың (қоспаның) орташа салмақтандырылған тығыздығы, (килограмм/киломоль)/(стандартты текше метр/киломоль);

VDG,i,k – і газдағы k компонентінің таза көлемдік үлесі, проценттер Мониторинг жоспарына және қондырғының жалпы өндірістік практикасына сәйкес сынаманы іріктеу нүктелеріндегі газдың компонентті құрамының зертханалық талдауымен анықталады;

MWk – k компонентінің молярлық тығыздығы, (килограмм/киломоль)/ (стандартты текше метр/киломоль).

13. Газдың компоненттік құрамы жеке өндірістік зертханада немесе Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының техникалық реттеу және метрология саласындағы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханада құралдық әдістерімен ұдайы анықталады.

14. Жанғыш газдың ауыспалы компоненттік құрамы жылына 20 мың тоннадан артық шығарылатын (қайта өңделетін) жеке технологиялық қондырғының операторлары газдың компоненттік құрамын автоматты көп арналы (толық) газ анализаторларының көмегімен анықтайды. Газ анализаторлары "Өлшем бірлігін қамтамасыз ету туралы" Заңның 17-бабының 3) тармақшасына сәйкес өлшем бiрлiгiн қамтамасыз етудiң мемлекеттiк жүйесiнiң тізілімінде тіркеледі.

15. Газдың компоненттік құрамын талдамалы бақылау мерзімділігін қондырғылардың операторлары өздігінен белгілейді және ол Мониторинг жоспарының 13.2-тармағының 1) тармақшасында көрсетіледі.

16. Қондырғыларда газ тәрізді отын ретінде стандартты сапада сатып алынатын газды қолданатын қондырғылардың операторлары СО2 шығарындыларының коэффициентін есептеу үшін газ жабдықтаушының табиғи газдың компонентті құрамы, тығыздығы және төменгі жылу шығару қабілеттігі туралы деректерін қолданады. Бұл ретте қондырғылар операторларының ЭЕҚ көмегімен есептеген СО2 шығарындыларының коэффициенті жабдықтаушыдан газдың сапалы сипаттамалары туралы деректер алынған мерзімде пайдаланған табиғи газдың көлеміне қолданылады.

17. Қондырғылар операторлары қондырғылардың өзге СО2 шығарындыларын есептеу мақсатында көміртегінің жалпы теңгерімі есептерінде ЭЕҚ-ны пайдалана отырып есептелінген қондырғыдан алынған жанғыш газдағы көміртегінің жалпы немесе ауқымды үлесі туралы деректерді пайдаланады.

18. Сатып алынатын стандартты сапалы табиғи газды пайдаланатын, оны тұтынуы жылына 25 миллион текше метрден (газ көлемі стандарттық жағдайда) аспайтын қондырғы операторы, табиғи газ үшін көрсетілген ілеспе техникалық құжаттамаға сәйкес СО2 шығарындыларының көлемді коэффициенттерін қолданады.

18-1. Қондырғы операторы газдың құрамы мен оның тығыздығы туралы ақпаратты газдың әрбір партиясы үшін жеке ескереді, содан кейін алынған нәтижелерді қорытындылайды және есептеулерде есепті кезеңдегі орташа көрсеткіштерді пайдаланады.

Ескерту. 18-1-тармақпен толықтырылды – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

19. Мұнай және газ өндіретін қондырғылары бар қондырғы операторлары Кодекстің 294-бабының 3-тармағына сәйкес әзірленген Мұнай және газ өндіретін қондырғылар үшін парниктік газдар шығарындыларын (көміртегі қос тотығы мен метанның жалпы шығарындыларын) есептеу жөніндегі әдістемесінде көзделген, мерзімділікпен әртүрлі геологиялық объектілерден және орындардан алынатын газдың әрбір түрінің компоненттік құрамын анықтайды.

Газ факторы бір тонна мұнайға 10 текше метр газдан аспайтын ұсақ және шағын мұнай кен орындары үшін Қазақстан Республикасының "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Кодексі 142-бабының 1-тармағына сәйкес кен орындарын игерудің бекітілген жобалау құжаттарында көрсетілген газдың компоненттік құрамы туралы деректер пайдаланылады.

20. Агломерат өндіретін қондырғылары бар қондырғылар операторлары қондырғының селективтік рециркуляциясы жүйесінің агломерациялық газдарының және/немесе басқа квоталанатын қондырғыларға берілетін агломерациялық газдардың компоненттік құрамын ғана анықтайды.

21. Әрбір қондырғыдан және СО2 шығарындыларының әрбір көзінен жанғыш газдардың барлық түрлерінің толық құрамдас құрамын өлшеу мүмкін болмаған жағдайда, СО2 шығарындыларын анықтау үшін жанама деректер бар. Мұндай деректерге газдардың тығыздығы, жылу шығару қабілеттігі, газдағы көміртегінің салмақтық/мөлшерлік үлесі жатады.

22. ЭИҚ көмегімен немесе осы Әдістеменің 10-қосымшаға белгіленген формула бойынша СО2 шығарындыларының коэффициентін есептеу үшін деректер жеткіліксіз болған кезде мынадай деректер қолданылады:

табиғи газ үшін әдеттегідей осы Әдістеменің 17-тармағына сәйкес табиғи газ үшін СО2 шығарындыларының жалпы коэффициенттері және/немесе тығыздығының мәндері пайдаланылады;

басқа жанғыш газдар үшін әдеттегідей осы Әдістемеге 1 және 2-қосымшалардың кестелерінде көрсетілген тығыздық, газдағы көміртегінің үлесі және СО2 шығарындылары коэффициенттерінің мәндері қолданылады.

23. Мұнай-газ секторында тек мұнай зауыты газының тығыздығы туралы деректер болған кезде көлемді көрсеткіштер анықталады.

Көрсеткіш: СО2 көлемдік шығарындыларының көлемді коэффициенті:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

EFi, (көл.) – y жылында і процесі/газдың көзі үшін СО2 шығарындыларының көлемдік коэффициентінің есептік мәні, СО2 тонна/газдың 1000 стандартты текше метрі;

Рi,y өлш – құралдық әдіспен өлшенетін у жылы үшін і процесінен болған жанғыш газдың тығыздығы, килограмм/стандартты текше метр;

Ркесте – осы Әдістемеге қосымшаның 2-кестесіне сәйкес әдеттегідей тығыздық, килограмм/стандартты текше метр;

EFкесте(көл.) – осы Әдістемеге қосымшаның 2-кестесіне сәйкес СО2 шығарындыларының көлемдік жалпы коэффициентінің кестелік мәні, СО2 тонна/газдың 1000 стандартты текше метрі;

24. Көрсеткіш: СО2 шығарындыларының жалпы коэффициенті:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

EFi, y(салм.) – y жылында і процесі/газдың көзі үшін СО2 шығарындыларының жалпы коэффициентінің есептік мәні, СО2 тонна/газ тонна;

EFi,y(көл.) – y жылында і процесі/газдың көзі үшін СО2 көлемдік шығарындыларының жалпы коэффициентінің есептік мәні, СО2 тонна/1000 стандартты текше метр;

Рi,y өлш. – құралдық әдіспен өлшенетін у жылы үшін і процесінен болған жанғыш газдың тығыздығы, килограмм/стандартты текше метр.\\

25. Көрсеткіш: Жылу шығару қабілеттілігінің көлемдік мәні:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғылардың меншікті деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

NCVi,y(көл.) – у жылына і процесінен жанғышгаздың көлемдік жылу шығару қабілеттілігін есептеу мәні, тераджоуль/1000 стандартты текше метрі;

Рi,y өлш. – құралдық әдіспен өлшенетін у жылы үшін і процесінен болған жанғыш газдың тығыздығы, килограмм/стандартты текше метр;

NCVкесте(көл.) – осы Әдістемеге қосымшаның 2-кестесіне сәйкес жанғыш газдың көлемдік жылу шығару қабілеттілігінің кестелік мәні, тераджоуль/ 1000 стандартты текше метр;

4) ұйғарынды ақпараттың орналастырылу орны көрсеткіш Қазақстан Республикасы Кәсіпкерлік кодексінің 28-бабының 9 тармағына сәйкес жарияланбайды.

26. Көрсеткіш: Газдағы көміртегінің көлемдік үлесінің мәні:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

µi,y(көл.) – y жылында і процесі/газдың көзі үшін газдағы көміртегінің көлемдік үлесінің есептік мәні, бірліктер үлесі;

µкесте(көл.) – осы Әдістемеге қосымшаның 2-кестесіне сәйкес газдағы көміртегінің көлемдік және жалпы үлесінің кестелік мәні, бірліктер үлесі.

27. Көрсеткіш: Газдағы көміртегінің жалпы үлесінің есептік мәні:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

µi,y(салм.) – y жылында і процесі/газдың көзі үшін газдағы көміртегінің жалпы үлесінің есептік мәні, килограмм/стандартты текше метр;

µi,y(көл.) – y жылында і процесі/газдың көзі үшін газдағы көміртегінің жалпы үлесінің есептік мәні, бірл.үлесі;

Рi,y өлш. – құралдық әдіспен өлшенетін у жылы үшін і процесінен болған жанғыш газдың тығыздығы, килограмм/стандартты текше метр.

Мұнай зауыты газының төмен жану жылуы туралы ғана нақты өлшенеті деректер бар болған кезде СО2 мынадай анықталады:

28. Көрсеткіш: Жанғыш газдан болған СО2 шығарындылары:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

Е(СО2) – жанғыш газдан болған СО2 шығарындылары (немесе мұнай зауыты газының жеке жағдайында), СО2 тонна /1000 текше метр;

EFJ кесте – осы Әдістемеге қосымшаның 2-кестесіне сәйкес энергетикалық шығу бірлігіне СО2 шығарындылары коэффициентінің кестелік мәні, СО2 тонна/ тераджоуль;

NCVi,y – осы Әдістемеге қосымшаның 2-кестесіне сәйкес жанғыш газдың төмен көлемдік жанудан жылу шығару мәні, тераджоуль/1000 стандартты текше метр.

29. Газ тәріздес отындардың стационарлық жануынан азот оксиді мен метан шығарындыларын есептеу олардың материалдық еместігіне байланысты жүргізілмейді.

Мұнай және газ өндіру кезінде азот шала тотығы мен алауда жағылатын метан шығарындыларын есептеуді қондырғы операторы Кодекстің 294-бабының 3-тармағына сәйкес әзірленген Мұнай және газ өндіру жөніндегі қондырғылардан парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесіне сәйкес жүзеге асырады.

30. Осы Әдістемеге енгізілмеген өндірістік процестер болған жағдайда қондырғы операторы парниктік газдар шығарындыларын есептеудің халықаралық әдістемелерін пайдаланады.

Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар
шығарындыларын есептеу әдістемесіне
қосымша

Ескерту. Қосымшаға өзгеріс енгізілді – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

1-кесте

Жанғыш газдар үшін әдеттегідей коэффициенттер

Газ атауы	Өндірістік процесс/газ көзі	Газдың тығыздығы (стандартты жағдайларда)	Газдағы көміртектің массалық/көлемдік үлесі		Газды жағу үшін СО ₂ эмиссиялық коэффициенті			Төменгі көлемдік жану жылуы t–20 о С р–101325 Ra
		килограмм/текше метр	көміртегінің массасы/газдың массасы	көміртегінің массасы/1000 текше метр газ	₂ массасы / газдың массасы	₂ /1000 текше метр газдың массасы	₂ /терраджоуль массасы	терраджоуль/1000 текше метр
кокс	Кокс өндірісі	0,45	0,5047	0,2271	1,8495	0,8323	48,0999	0,017303
Жартылай кокс	Шұбаркөл көмірінен жартылай кокс өндіру (арнайы кокс)	0,91	0,17	0,15	0,60	0,54	70,85	0,0076
Жарылыс газы	Шойын балқыту	1,30	0,2004	0,2605	0,7343	0,9545	217,6221	0,0044
Жарылыс газы	Құю цехының шойындарын балқыту	1,30	0,1838	0,2389	0,6734	0,8754	189,377	0,0046
Кәдімгі газ	Болат балқыту	1,40	0,3657	0,5120	1,3400	1,8760	194,7959	0,0096
Ферроқорытпа газы	Феррохром өндірісі	1,26	0,3589	0,4522	1,3151	1,6570	176,8031	0,0094
Ферроқорытпа газы	Силикомарганец өндірісі	1,26	0,3811	0,4802	1,3965	1,7596	179,6387	0,0098
Ферроқорытпа газы	Ферросилиций өндірісі	1,26	0,3621	0,4562	1,3267	1,6716	172,0869	0,000714
Ферроқорытпа газы	Ферромарганец өндірісі	1,26	0,3927	0,4949	1,4391	1.8133	174,3199	0,011

2-кесте

Көлемдік көрсеткіштердің кестелік мәндері

газ алмасу	Газ/процесс көзі	Газдың тығыздығы (стандартты жағдайларда)	Газдағы көміртектің массалық/көлемдік үлесі		Газды жағуға арналған CO₂ эмиссиялық коэффициенті			Төменгі көлемдік жану жылуы t–20 ^о С р–101325 Ra
		килограмм/текше метр	тонна көміртегі және/тонна газ	тонна көміртегі/1000 текше метр газ	тонна СО₂ / тонна газ	тонна CO₂ /1000 текше метр	тонна CO₂ /терра-джоуль	терраджоуль/1000 текше метр
		Р кесте	Mtabl (массалық үлес)	Mtabl (көлемдік үлес)	EFtable (массалық)	EFtable (көлемдік)	EFJtable	NCV кестесі (көлемдік)
Мұнай өңдеу зауытының газы	Бастапқы мұнай айдау қондырғылары (отын газын өңдеусіз тікелей пайдалану)	1,93	0,8184	1,5795	2,9987	5,7875	64,8686	0,089
Мұнай өңдеу зауытының газы	Газды фракциялаудан және/немесе аминді тазартудан кейін құрғақ газ	1,58	0,7998	1,2637	2,9307	4,6306	63,6540	0,073
Мұнай өңдеу зауытының газы	Мазутты қысымдағы термиялық крекинг (вискрекинг)	1,89	0,8171	1,5443	2,9940	5,6586	64,7429	0,087
Мұнай өңдеу зауытының газы	Кешіктірілген кокстеу	1,53	0,8068	1,2344	2,9562	4,5230	63,5517	0,071
Мұнай өңдеу зауытының газы	Каталитикалық крекинг (бензин, қалыпты режим)	1,99	0,8095	1,6110	2,9663	5,9029	65,364	0,09
Мұнай өңдеу зауытының газы	Каталитикалық риформинг (қалыпты режим)	1,87	0,8066	1,5084	2,9556	5,5270	64,9432	0,085
Мұнай өңдеу зауытының газы	Гидротазалау	1,44	0,8059	1,1605	2,9529	4,2522	62,9705	0,068
Газсыз ("қышқыл") газ	Күкіртсіздендіру қондырғыларынан алауда жағуға арналған пайдаланылған газдар	1,45	0,0197	0,0285	0,0721	0,1045	5,0964	0,021
Ілеспе мұнай газы	Жылыту қондырғыларында және жоғары қысымды алауларда жану	1,13	0,7424	0,8389	2,7204	3,0740	61,3524	0,05
Ілеспе мұнай газы	Төмен қысымды жағу	1,36	0,7620	1,0363	2,7922	3,7974	62,5716	0,061

Қазақстан Республикасы
Экология және табиғи
ресурстар министрі
2023 жылғы 17 қаңтардағы
№ 9 Бұйрығына
2 қосымша

Жылу электр станцияларының, жылу электр орталықтарынан және қазандықтардан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Жылу электр станцияларының (бұдан әрі – ЖЭС), жылу электр орталықтарынан (бұдан әрі – ЖЭО) және қазандықтардан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) Қазақстан Республикасының Экология кодексінің (бұдан әрі – Кодекс) 294-бабының 3 тармағына сәйкес әзірленді және ЖЭС, ЖЭО және қазандықтардан болған көміртегі парниктік газдар шығарындыларын есептеуге арналған

2. Осы Әдістемеде экономикалық қызметтің негізгі түрі және/немесе қосалқы түрлері болып табылатын ЖЭС-тен, ЖЭО-дан және қазандықтардан, сондай-ақ өздерінің жеке қажеттілігі үшін жылу энергиясын өндіретін және басқа өнеркәсіптік қондырғыларының құрамына кірмейтін ЖЭС-тен, ЖЭО-дан және қазандықтардан болған парниктік газдар шығарындылары қаралады.

3. Парниктік газдар жылдық шығарындылары бойынша деректер жалпы ЖЭС, ЖЭО және қазандықтар бойынша беріледі. Қазандықтарда (жеке немесе бірлескен) отынның бірнеше түрлерін немесе маркаларын жаққан кезде шығатын парниктік газдар шығарындыларын есептеу әрбір түрі және маркасы бойынша бөлек жүргізіледі, ал нәтижелері қосылады.

4. Қондырғы операторы осы Әдістемеге және Қазақстан Республикасы Экология, геология және табиғи ресурстар министрінің "Парниктік газдар шығарындылары мен сіңірулері саласындағы мемлекеттік реттеу қағидаларын бекіту туралы" 2022 жылғы 28 наурыздағы № 91 бұйрығымен бекітілген 1-қосымшада ұсынылған квоталанатын қондырғының парниктік газдар шығарындылары мониторингі жоспарының нысанына сәйкес отынның саны, сапасы және элементтік (құрамдас) құрамы туралы деректер бойынша мониторингті жүзеге асырады (бұдан әрі-мониторинг жоспары).

5. Қондырғы операторы парниктік газдардың жылдық шығарындысын айқындау кезінде мынадай деректерді пайдаланады:

- есепті кезеңдегі қондырғының нақты деректері бойынша табиғи отынның түрлері, маркалары, кен орындары бойынша шығысы, отын тоннасы;

- отын түрлерінің, маркаларының және кен орындарының әрқайсысы үшін талдау нәтижелері бойынша жағылатын сұйық және қатты отынның жұмыс массасына көміртектің болуы (отын тоннасының үлесі), отын тоннасының с/тоннасы;

- қарастырылып отырған кезеңде орташа есеппен сұйық және қатты отынның жануы механикалық толық емес (немесе уностағы көміртектің болуы (күл, шлак)) жылудың жоғалуы, %;

- қарастырылатын кезеңде орташа сұйық және қатты отынның химиялық толық жанбауымен жылудың жоғалуы, %;

- қождағы көміртегі мөлшері, тонна с/тонна қож;

- z кезеңінде пайда болған қождың мөлшері, тонна;

- ластаушы заттардың меншікті салмағы, кг/нм3

- отынның әр түрі, маркалары және кен орындары үшін (қатты немесе сұйық), ТДж/тонна отынның төменгі жану жылуы.

Талдаудың жиілігі мен кезеңділігін қондырғы операторы дербес белгілейді және мониторинг жоспарында тіркеледі.

Қондырғы операторы отын беруші ұсынған отындағы көміртегі мөлшері туралы деректерді пайдаланады не Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті аттестатталған өндірістік зертханада не Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханада отынның жұмыс салмағына көміртегі құрамына талдауды жүзеге асырады.

2-тарау. ЖЭС, ЖЭО және қазандықтардан болған қос тотығының шығарындыларын есептеу

6. Көрсеткіш: Қатты және сұйық отынды жағу кезіндегі СО2 жалпы шығарындылары.

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 қантарына дейін.

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

– қатты және сұйық отынды жағу кезіндегі парниктік газдардың соммалық шығарындары, СО2-экв.;

- қатты және сұйық отынды жағу кезіндегі көміртегі қос тотығыныың (бұдан әрі – СО2) жалпы шығарындылары;

– қатты және сұйық отынды жағу кезіндегі метан шығарындылары (бұдан әрі – СН4), тонна СО2-эквиваленті;

- қатты және сұйық отынды жағу кезінде азот шала тотығының шығарындылары (бұдан әрі – N2O), тонна СО2 - эквиваленті.

Қондырғы операторы парниктік газдардың жиынтық шығарындыларын өлшем бірлігімен есептейді - тонна СО2 – эквиваленті, CH4 және N2O шығарындыларын анықтауға байланысты. Бұл өлшем бірлігі СО2 шығарындыларын CH4 және N2O шығарындыларымен жинақтайды.

4) шығыс ақпаратты орналастыру орны: көрсеткіш Қазақстан Республикасы Кәсіпкерлік кодексінің 28-бабының 9 тармағына сәйкес жарияланбайды.

Параграф 1. Квоталау субъектілері үшін ЖЭС, ЖЭО қазандықтарынан және қазандықтардан СО2 шығарындыларын есептеу

7. Көрсеткіш: қатты және сұйық отынды жағу кезінде СО2 шығарындылары.

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі мен мерзімдері: жыл сайын, есепті кезеңнен кейінгі жылдың 1 наурызына дейін.

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.және

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

мұндағы:

- қатты және сұйық отынды жағу кезіндегі СО2 шығарындылары, тонна СО2;

- есепті кезеңде жағылған қатты немесе сұйық отынның мөлшері, тДж, энергия бірлігіне айналады. Көрсеткіш осы Әдістеменің 8-тармағына сәйкес айқындалады.

- қатты және сұйық отынды жағу кезіндегі СО2 шығарындыларының коэффициенті, тонна СО2 / ТДж. Көрсеткіш осы Әдістеменің 9-тармағына сәйкес айқындалады.

Бұл формула қатты және сұйық отынды жағудан СО2 шығарындыларын есептеу үшін қолданылады, өйткені ол жұмыс массасындағы отынның көміртегі құрамына негізделген. Егер сұйық отын шығыны көлем бірліктерінде ұсынылса, онда ол тығыздықты пайдаланып масса бірліктеріне ауыстырылады. Тығыздық жөніндегі деректерді отын беруші немесе Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген меншікті аттестатталған өндірістік зертхананың немесе тәуелсіз зертхананың нәтижелері бойынша ұсынады.

Егер өлшем бірлігі тонна болса, дөңгелектеу үтірден кейін үш санға дейін жүргізіледі.

8. Көрсеткіш: есепті кезеңде жағылған қатты және сұйық отынның мөлшері.

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

мұндағы:

- есепті кезеңде жағылған қатты немесе сұйық отынның мөлшері, тДж, энергия бірлігіне айналады;

- есепті кезеңде табиғи түрде жағылған қатты немесе сұйық отынның мөлшері, тонна отын;

Qt- қатты және сұйық отынның төменгі жану жылуы, ТДж / тонна отын.

Көрсеткішті отынның әрбір ұсынылған партиясы мен түрі үшін отын беруші ұсынады (отын паспорты) не жеке аттестатталған өндірістік зертханада не Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханада қатты және сұйық отынның жануының төмен жылуын талдау жүзеге асырылады. Зертханада талдаулар жүргізілген жағдайда зерттеулердің жиілігі мен кезеңділігін қондырғы операторы дербес белгілейді және парниктік газдар шығарындыларының мониторингі жоспарының 13-тармағының 1-тармақшасында белгіленеді.

Квоталау субъектісі қарастырылып отырған кезеңдегі қатты немесе сұйық отынның жұмыс массасына жанудың төменгі жылуының орташа көрсеткішін пайдаланады.

Жұмыс қатты және сұйық отынының төменгі жану жылуының мәнін отын жеткізуші Ккал/кг өлшем бірлігінде береді және ТДж/тоннаға ауыстырылады, дөңгелектеу үтірден кейін бесінші санға дейін жүргізіледі.

Квоталау субъектісі осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес ЖЭС, ЖЭО және қазандық отынының жалпы шығынынан 1% - дан аспайтын отынның осы түрін жұмсау кезінде жұмыс істейтін қатты және сұйық отынның төмен жану жылуының мәнін пайдаланады.

OFотын- отынның тотығу коэффициенті, үлесі.

Қолда бар деректерді негізге ала отырып, квоталау субъектісі осы Әдістеменің 10-тармағында немесе 11-тармағында ұсынылған есептеудің төменде келтірілген нұсқаларының бірін пайдалана отырып, отынның тотығу коэффициентін.

9. Көрсеткіш: қатты және сұйық отынды жағу кезінде СО2 шығарындыларының коэффициенті.

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

мұндағы:

- қатты және сұйық отынды жағу кезіндегі СО2 шығарындыларының коэффициенті, тонна СО2 / ТДж;

СО2 шығарындыларының коэффициентін анықтау кезінде дөңгелектеу үтірден кейін үш белгіге дейін жүргізіледі.

- жұмыс массасына арналған отындағы көміртегі мөлшері (=тонна с/тонна отын үшін), тонна с/тонна отын;

Квоталау субъектісі отын беруші ұсынған қатты және сұйық отындардағы көміртектің құрамы туралы деректерді жұмыс массасына пайдаланады не өзінің өндірістік зертханасында не Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханада көміртегі құрамына талдауды жүзеге асырады не Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес есептеу жолымен айқындалған, квоталанатын қондырғының парниктік газдар шығарындыларын мониторингтеу жоспарына сәйкес отынның физикалық-химиялық жай-күйінің қолда бар өлшенетін көрсеткіштері арқылы жүзеге асырылады.

Сұйық отынның стандартты коммерциялық түрлеріндегі жұмыс массасына арналған сұйық отындағы көміртектің құрамын анықтау үшін квоталау субъектісі отын жеткізуші ұсынған көміртегі құрамы туралы деректерді пайдаланады. Өнім беруші ұсынатын деректер болмаған кезде квоталау субъектісі осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес сұйық отын үшін СО2 шығарындыларының коэффициентін пайдаланады.

Зертханада талдау жүргізу кезінде зерттеулердің жиілігі мен кезеңділігін квоталау субъектісі дербес белгілейді және мониторинг жоспарында тіркеледі.

Квоталау субъектісі қаралып отырған кезең үшін орташа көрсеткішті пайдаланады.

СО2 шығарындыларының коэффициентін анықтау кезінде дөңгелектеу үтірден кейін үш белгіге дейін жүргізіледі.

Qt - жұмыс істейтін қатты және сұйық отынның төмен жану жылуы, ТДж / тонна отын;

Көрсеткішті отынның әрбір ұсынылған партиясы мен түрі үшін отын беруші ұсынады (отын паспорты) не жеке аттестатталған өндірістік зертханада не Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханада қатты және сұйық отынның жануының төмен жылуын талдау жүзеге асырылады. Зертханада талдаулар жүргізілген жағдайда зерттеулердің жиілігі мен кезеңділігін квоталау субъектісі дербес белгілейді және парниктік газдар шығарындыларының мониторингі жоспарында тіркеледі.

Өнім беруші ұсынатын деректер болмаған кезде квоталау субъектісі осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес сұйық отынның төмен жану жылуының коэффициентін пайдаланады.

- көміртекті көмірқышқыл газына айналдыру коэффициенті.

Квоталау субъектісі осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес СО2 шығарындылары коэффициентінің мәнін осы отын түрін ЖЭС, ЖЭО және қазандық отынының жалпы шығынының 1% - нан аспайтын мөлшерде жұмсаған кезде пайдаланады.

4) шығу ақпаратын орналастыру орны: көрсеткіш Қазақстан Республикасы Кәсіпкерлік кодексінің 28-бабының 9 тармағына сәйкес жарияланбайды. Көрсеткіш: отынның тотығу коэффициенті (а нұсқасы).

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

мұндағы:

OFотын- отынның тотығу коэффициенті, үлесі;

q4- қатты отын жануының механикалық толық болмауы салдарынан жылу шығындары, %.

Көрсеткіш жеке аттестатталған өндірістік зертханада не Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханада есептеледі.

Көрсеткіш өз өндірістік зертханасында немесе Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханада өлшенген шлактардағы және алып кетудегі отынның жанбауымен жабдықтың жылу үнемділігі туралы Электр станциясының есебін жасау жөніндегі әдістемелік нұсқауларға сәйкес айқындалады.

Сұйық отын шығыны жалпы отын шығынының 1% - на тең немесе одан аз болған кезде көрсеткіш нөлге тең деп қабылданады.

q3- отынның химиялық толық жанбауы салдарынан жылу шығыны,%.

Көрсеткіш жабдықтың жылу үнемділігі туралы Электр станциясының есебін жасау жөніндегі әдістемелік нұсқауларға сәйкес немесе қазандықтардың нормативтік энергетикалық сипаттамалары бойынша анықталады. Деректер болмаған кезде көрсеткіш нөлге тең деп қабылданады.

Квоталау субъектісі қарастырылып отырған кезеңде қатты немесе сұйық отынның жануының механикалық толық болмауы салдарынан жылу ысырабының орташа көрсеткішін пайдаланады.

Анықтау кезінде отынның тотығу коэффициенті, дөңгелектеу үтірден кейінгі төртінші цифрға дейін жүргізіледі.

4) Шығыс ақпаратты орналастыру орны: көрсеткіш Қазақстан Республикасы Кәсіпкерлік кодексінің 28-бабының 9 тармағына сәйкес жарияланбайды.

10. Көрсеткіш: отынның тотығу коэффициенті (а нұсқасы).

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

мұндағы:

OFотын- отынның тотығу коэффициенті, үлесі;

q4-қатты отын жануының механикалық толық болмауы салдарынан жылу шығындары, %.

Сұйық отын шығыны жалпы отын шығынының 1%-на тең немесе одан аз болған кезде көрсеткіш нөлге тең деп қабылданады.

Қатты және сұйық отынның жануының механикалық толық болмауына байланысты жылуды жоғалту коэффициентін анықтау мүмкіндігі болмаса, көрсеткіш нөлге тең деп қабылданады.

q3- отынның химиялық толық жанбауы салдарынан жылу шығыны, %.

4) шығыс ақпараттың орналасу орны: көрсеткіш Қазақстан Республикасы Кәсіпкерлік кодексінің 28-бабының 9 тармағына сәйкес жарияланбайды.

Ескерту. 10-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

11. Көрсеткіш: уностағы көміртегі мөлшері (күл, қож)

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

мұндағы:

Cш.көмір - z кезеңінде алынған көміртектің мөлшері (күл, қож), тонна.

Сш- қождағы көміртегі мөлшері, тонна с / тонна қож.

Көрсеткішті квоталау субъектісі аспаптық өлшеулер негізінде, есептеудің бөгде әдістері негізінде, өзінің аттестатталған өндірістік зертханасында не Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханада айқындайды.

bш.углер– z кезеңінде пайда болған қождың мөлшері, тонна. Көрсеткішті аспаптық өлшеулер негізінде, есептеудің бөгде әдістері негізінде, жеке аттестатталған өндірістік зертханада не Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханада қондырғы операторы айқындайды.

13. Көрсеткіш: уностағы көміртегі мөлшері (күл, қож)

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

мұндағы:

- z кезеңінде алынған отындағы көміртегі мөлшері, тонна;

- жұмыс массасына отындағы көміртегі мөлшері, тонна с/тонна отын. Көрсеткіш өзінің аттестатталған өндірістік зертханасында не Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханада айқындалады.

- z кезеңіндегі табиғи түрдегі отын шығыны, тонна. Көрсеткіш өзінің аттестатталған өндірістік зертханасында не Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханада айқындалады.

14. Қазандықтарда ЖЭС, ЖЭО және қазандық Өндіріс қалдықтарын және қондырғының отын балансындағы үлесі бір пайыздан кем өзге отын түрлерін жағу кезінде квоталау субъектісі отынның (қалдықтардың) осы түрлерін жағудан СО2 шығарындыларының нақты көлемін есептеу үшін қабылданған Халықаралық әдістемелерді пайдаланады. Пайдаланылған отынның өзге түрлері туралы мәліметтер мониторинг жоспарының 13-тармағында көрсетіледі.

15. Көрсеткіш: газ тәрізді отынды жағудан СО2 шығарындылары.

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

мұндағы:

- газ тәрізді отынды жағу кезіндегі СО2 шығарындылары, тонна СО2;

- есепті кезеңде жағылған газ тәрізді отынның мөлшері, тДж, энергия бірлігіне айналады;

- газ тәрізді отынды жағу кезіндегі СО2 шығарындыларының коэффициенті, тонна СО2/ТДж.

Квоталау субъектісі газ тәрізді отынды жағудан СО2 шығарындыларының коэффициентін есептеуді Кодекстің 294-бабының 3-тармағына сәйкес әзірленген жанғыш газдарды жағудан парниктік газдар шығарындыларын есептеу жөніндегі әдістемеге сәйкес дербес жүргізеді.

Газдың құрамдауыш құрамын Талдамалық бақылаудың кезеңділігін квоталау субъектісі дербес не жеткізушілерден стандартты сападағы газ тәрізді отынды сатып алуға арналған шарттарға сәйкес белгілейді және мониторинг жоспарының 13-тармағының 1) тармақшасында көрсетіледі.

4) Шығыс ақпаратты орналастыру орны: Қазақстан Республикасы Кәсіпкерлік кодексінің 28-бабының 9 тармағына сәйкес жарияланбайды.

16. Осы Әдістемеге енгізілмеген өндірістік процестер болған кезде квоталау субъектісі парниктік газдар шығарындыларын есептеу бойынша халықаралық әдістемелерді пайдаланады.

Параграф 2. Әкімшілендіру субъектілері үшін ЖЭС, ЖЭО қазандықтарынан және қазандықтардан парниктік газдар шығарындыларының есептеулері

17. Әкімшілендіру субъектісі парниктік шығарындыларды осы Әдістеменің 6-тармағында ұсынылған формулаға сәйкес есептейді.

18. Әкімшілік субъектісі СО2 шығарындыларын келесідей есептейді:

Көрсеткіш: Қатты, сұйық және газ тәрізді отынды жағу кезінде СО2 шығарындылары.

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

мұндағы:

- қатты және сұйық отынды жағу кезіндегі СО2 шығарындылары, тонна СО2;

- есепті кезеңде жағылған қатты, сұйық және газ тәрізді отынның мөлшері, тонна;

- қатты, сұйық және газ тәрізді отынды жағу кезіндегі СО2 шығарындыларының коэффициенті, осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес, тонна СО2 / ТДж

Qt- осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес қатты, сұйық және газ тәрізді жұмыс отынының төменгі жану жылуы, ТДж / тонна отын.

Әкімшілендіру субъектісінің меншікті деректері болған кезде көрсеткішті әрбір берілген отын партиясы мен отын түрі үшін отын жеткізуші береді (отын паспорты) не қатты және сұйық отынның жануының төмен жылуын талдау өзінің аттестатталған өндірістік зертханасында не Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханада жүзеге асырылады. Кодекстің 186-бабының 8-тармағымен.

OFотын- отынның тотығу коэффициенті, үлесі.

Әкімшілендіру субъектісі осы Әдістеменің 10-тармағында ұсынылған формула бойынша не қолда бар деректерге сүйене отырып, осы Әдістеменің 11-тармағында көрсетілген формула бойынша есептейді.

Деректер болмаған жағдайда көрсеткіш 1-ге тең болып қабылданады.

Егер өлшем бірлігі тонна болса, дөңгелектеу үтірден кейін үш санға дейін жүргізіледі.

19. Әкімшілендіру субъектісі СН4 және N2O шығарындыларын осы Әдістеменің 20, 21-тармақтарында ұсынылған формулаға сәйкес есептейді.

20. Осы Әдістемеге енгізілмеген өндірістік процестер болған кезде әкімшілендіру субъектісі парниктік газдар шығарындыларын есептеу бойынша халықаралық әдістемелерді пайдаланады.

Параграф 3. ЖЭС, ЖЭО қазандықтарынан және қазандықтардан СН4 және N2O шығарындыларын есептеу

21. Көрсеткіш: Шығарындылар

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

мұндағы:

- қатты және сұйық отынды жағу кезіндегі CH4 шығарындылары (қатты, сұйық және газ тәрізді әкімшілендіру субъектілері үшін), тонна СО2-эквиваленті;

- есепті кезеңде жағылған қатты немесе сұйық отынның мөлшері (қатты, сұйық және газ тәріздес отынды әкімшілендіру субъектілері үшін), тонна;

- осы Әдістемеге қосымшаның 2, 3-кестелеріне сәйкес қатты және сұйық (қатты, сұйық және газ тәрізді әкімшілендіру субъектілері үшін) отынды жағу кезіндегі CH4 шығарындыларының коэффициенті, тонна CH4/ТДж.;

Qt - қатты және сұйық отынның төменгі жану жылуы (қатты, сұйық және газ тәрізді басқару субъектілері үшін), ТДж/тонна отын. Көрсеткішті отын жеткізушісі әрбір ұсынылған отын партиясы мен түрі бойынша береді (отын паспорты) немесе қатты және сұйық отынның төменгі калориялық құндылығын талдау өзінің сертификатталған өндірістік зертханасында немесе Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулерінің нәтижелері бойынша айқындалады. Зертханада талдаулар жүргізу кезінде зерттеулердің кезеңділігі мен кезеңділігін квота субъектісі дербес белгілейді және Мониторинг жоспарында белгіленеді. Деректер болмаған жағдайда көрсеткіш осы Әдістемеге 1-кестеге сәйкес қабылданады;

OF_отын- осы Әдістеменің 10-тармағына немесе 11-тармағына сәйкес есептелген отынның тотығу коэффициенті, үлесі. Деректер болмаған жағдайда көрсеткіш 1-ге тең қабылданады.

Квоталау субъектілері отын түріне және пайдаланылатын жабдықтың түріне байланысты Әдістеменің 3-кестесіне сәйкес N₂O шығарындыларының коэффициентін пайдаланады.

Әкімшілік субъектілері N₂O шығарындыларының коэффициентін отын түріне және қолданылатын жабдықтың түріне байланысты Әдістеменің 2-кестесіне сәйкес пайдаланады.

Осы Әдістеменің 2, 3-кестелерінде N₂O шығарындыларының қолайлы коэффициенттері болмаған кезде агрегаттық жай-күйдің ұқсастығы және жабдық пен жағу технологиясының ұқсас түрін пайдалану қағидаты бойынша таңдалған N₂O шығарындылары коэффициенттерінің мәндері пайдаланылады.

– метан үшін ғаламдық жылыну потенциалының коэффициенті, тонна СО2 эквиваленті/тонна CH4. Көрсеткіш Кодекстің 282-бабының 3 тармағына сәйкес айқындалады және көміртегі саудасы жүйесінің операторының ресми интернет-ресурсында жарияланады.

Ескерту. 21-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

22. Көрсеткіш: N₂O шығарындылары:

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

мұндағы:

- қатты және сұйық отынды жағу кезіндегі N₂O шығарындылары (қатты, сұйық және газ тәрізді әкімшілендіру субъектілері үшін), тонна СО₂-эквиваленті;

Qt- қатты, сұйық және газ тәрізді жұмыс отынының төменгі жану жылуы, ТДж/тонна отын. Көрсеткішті отын жеткізушісі әрбір ұсынылған отын партиясы мен түрі бойынша береді (отын паспорты) немесе қатты және сұйық отынның төменгі калориялық құндылығын талдау өзінің сертификатталған өндірістік зертханасында немесе Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулерінің нәтижелері бойынша айқындалады. Зертханада талдаулар жүргізу кезінде зерттеулердің кезеңділігі мен кезеңділігін квота субъектісі дербес белгілейді және Мониторинг жоспарында белгіленеді. Деректер болмаған жағдайда көрсеткіш осы Әдістемеге 1-кестеге сәйкес қабылданады;

- қатты және сұйық (қатты, сұйық және газ тәрізді әкімшілендіру субъектілері үшін) отынды жағу кезіндегі N₂O шығарындылар коэффициенті, осы Әдістемеге қосымшаның 2, 3-кестесіне сәйкес, тонна N₂O/ТДж;

Квоталардың субъектілері отын түріне және пайдаланылатын жабдық түріне байланысты Әдістеменің 3-кестесіне сәйкес N₂O шығарындылар коэффициентін пайдаланады.

Әкімшілік субъектілер отын түріне және қолданылатын жабдық түріне байланысты Әдістеменің 2-кестесіне сәйкес N₂O шығарындылар коэффициентін пайдаланады.

Осы Әдістеменің 2, 3-кестелерінде сәйкес N₂O шығарындылар коэффициентін болмаған жағдайда, агрегаттық күйдің ұқсастығы және ұқсас жабдық түрін және жану технологиясын пайдалану негізінде таңдалған N₂O шығарындылар коэффициентін мәндері пайдаланылады.

- азот оксиді үшін ғаламдық жылыну потенциалының коэффициенті, тонна СО₂-эквивалент/тонна N₂O көрсеткіш Кодекстің 282-бабының 3 тармағына сәйкес анықталады және көміртегі саудасы жүйесінің операторының ресми интернет-ресурсында жарияланады.

Ескерту. 22-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

ЖЭО, ЖЭС және қазандықтар
туралы парниктік газдар
шығарындыларын есептеу
әдістемесіне
қосымша

1-кесте

Отын түрінің атауы		Төменгі калориялық мәні (төменгі жану жылуы) әдепкі бойынша (ТДж/тонна)	Әдепкі бойынша CO₂ шығарындыларының тиімді коэффициенті, (тонна/ТДж)
Шикі мұнай		0,0423	73,3
Оримульсия		0,0275	77
Сұйытылған табиғи газ		0,0442	64,2
Бензин	Автомобиль бензині	0,0443	69,3
	Авиациялық бензин	0,0443	70
	Реактивті қозғалтқыштарға арналған Бензин	0,0443	70
Реактивті қозғалтқыштарға арналған Керосин		0,0441	71,5
Керосиннің басқа түрлері		0,0438	71,9
Тақтатас майы		0,0381	73,3
Газойль / дизель отыны		0,043	74,1
От жағатын мазут		0,0404	77,4
Сұйытылған мұнай газы		0,0473	63,1
Этан		0,0464	61,6
Нафта		0,0445	73,3
Битум		0,0402	80,7
Майлау материалдары		0,0402	73,3
Мұнай коксы		0,0325	97,5
Мұнай өңдеу шикізаты		0,043	73,3
Өзге де мұнай өнімдері	Мұнай газы	0,0495	57,6
	Қатты парафиндер	0,0402	57,6
	Уайт-спирит және СОТК	0,0402	73,3
	Басқа мұнай өнімдері	0,0402	73,3
Антрацит		0,0267	98,3
Кокстелетін көмір		0,0282	94,6
Битуминозды көмірдің басқа түрлері		0,0258	94,6
Жартылай битуминозды көмір		0,0189	96,1
Лигнит		0,0119	101
Жанғыш тақтатас және битуминозды құмдар		0,0089	107
Брикеттелген қоңыр көмір		0,0207	97,5
Патенттелген отын		0,0207	97,5
Кокс	Пеш және лигнитті кокс	0,0282	107
Кокс	Газ коксы	0,0282	107
Көмір тар		0,028	81
Табиғи газдар	Зауыт газы	0,0387	44,4
	Кокс газы	0,0387	44,4
	Домна газы	0,00247	260
	Оттегі болат балқыту пештерінің газы	0,00706	182
Табиғи газ		0,048	56,1
Тұрмыстық қалдықтар (биологиялық емес фракциялар)		0,01	91,7
Өнеркәсіптік қалдықтар		қолданылмайды	143
Мұнай қалдықтары		0,0402	73,3
Шымтезек		0,00976	106
Қатты биоотын	Ағаш/ағаш қалдықтары	0,0156	112
	Щелок (қара щелок)	0,0118	95,3
	Бастапқы қатты биомассалардың өзге де түрлері	0,0116	100
	Ағаш көмір	0,0295	112
Сұйық биоотын	Биобензин	0,027	70,8
	Биодизотын	0,027	70,8
	Сұйық биоотынның басқа түрлері	0,0274	79,6
Биогаз	Органикалық қалдықтардан Газ	0,0504	54,6
	Кәріз газы	0,0504	54,6
	Басқа биогаздар	0,0504	54,6
Қазылмайтын басқа түрлері	Тұрмыстық қалдықтар (биомасса фракциясы)	0,0116	100

2-кесте

Утилитарлық көздерден шығарындылар коэффициенттері

Негізгі технология	Конфигурациясы	шығарындылар коэффициенттері¹ (тонна/ТДж жеткізілетін энергия)
Негізгі технология	Конфигурациясы	СН₄	N₂O
Сұйық отын түрлері
Жағатын мазуттағы/тақтатас майындағы қазандар	Қалыпты жану	r 0,0008	0,0003
Жағатын мазуттағы/тақтатас майындағы қазандар	Тангенциалды жағу	r 0,0008	0,0003
Газойль/ дизель отынындағы қазандар	Қалыпты жану	0,0009	0,0004
Газойль/ дизель отынындағы қазандар	Тангенциалды жағу	0,0009	0,0004
Үлкен дизельді қозғалтқыштар >600л.с. ((447 кВт)		0,004	NA
Қатты отын түрлері
Шашыратылған битумды жағатын қазандар	Құрғақ түбі, қабырғаға жағу	0,0007	r 0,0005
	Құрғақ түбі, тангенциалды жағу	0,0007	r 0,0014
	Дымқыл түбі	0,0009	r 0,0014
Битумды механикалық тиеу және тарату қазандары	Қайта жүктеумен және онсыз	0,001	r 0,0007
Битуммен құйылған қабаты бар пеш	Айналым қабаты	0,001	r 0,061
Битуммен құйылған қабаты бар пеш	Қайнаған қабат	0,001	r 0,061
Битум циклондық пеш		0,0002	0,0016
Атмосфералық қысым кезінде сұйытылған қабаты бар лигнитті пеш		NA	r 0,071
Табиғи газ
Қазандықтар		r 0,001	n 0,001
Газ турбиналары > 3 МВт		r 0,004	n 0,001
Үлкен екі отынды қозғалтқыштар		r 0,285	NA
Біріктіру қондырғысы. цикл		r 0,001	n 0,003
Шымтезек
Сұйық қабаты бар пештер	Айналым қабаты	n 0,003	0,007
Сұйық қабаты бар пештер	Қайнаған қабат	n 0,003	0,003
Биомасса
Ағаш/ағаш қалдықтарындағы қазандар		n 0,011	n 0,007
Ағаштағы кәдеге жарату қазандары		n 0,001	n 0,001
Ескерту: NA - деректер жоқ
n - 1996 ж. КӨҮСТ-тің басшылық нұсқауларында ұсынылмаған шығарындылардың жаңа коэффициентін көрсетеді.
r - 1996 ж. КӨҮСТ-тің басшылық нұсқаулары шыққаннан кейін қайта қаралған шығарындылар коэффициентін көрсетеді.

3-кесте.

Өнеркәсіптік көздерден шығарылатын шығарындылар коэффициенттері

Негізгі технология	Конфигурация	Шығарындылар коэффициенттері¹ (тонна/ТДж жеткізілетін энергия)
Негізгі технология	Конфигурация	СН₄	N₂O
Сұйық отын түрлері
Жағатын мазуттағы қазандар		0,003	0,0003
Газойль/ дизель отынындағы қазандар		0,0002	0,0004
Үлкен стационарлық дизельді қозғалтқыштар >600л.с. ((447 кВт)		r 0,004	NA
Сұйытылған мұнай газындағы қазандар		n 0,0009	n 0,004
Қатты отын түрлері
Басқа битум/жоғарыдан механикалық жүктемесі бар жартылай битум қазандықтары		0,001	r 0,0007
Басқа битум/төменнен механикалық жүктемесі бар жартылай битум қазандықтары		0,014	r 0,0007
Бүркілген отындағы басқа битумдық/жартылай битумдық атомдалған отын қазандықтары	Құрғақ түбі, қабырғаға жағу	0,0007	r 0,0005
	Құрғақ түбі, тангенциалды жағу	0,0007	r 0,0014
	Дымқыл түбі	0,0009	r 0,0014
Басқа битуминозды/жартылай сұйық қабаты бар пештер		0,001	r 0,0007
Басқа битум/жартылай битумды сұйық қабатты пештер	Айналым қабаты	0,001	r 0,061
Басқа битум/жартылай битумды сұйық қабатты пештер	Қайнаған қабат	0,001	r 0,061
Табиғи газ
Қазандықтар		r 0,001	n 0,001
Газ турбиналары 2 > 3 МВт		0,004	0,001
Табиғи газ поршеньді қозғалтқыштар 2	2-соққы, таусылған қоспасы	r 0,693	NA
	4-соққы, таусылған қоспасы	r 0,597	NA
	4-соққы, байытылған қоспасы	r 0,110	NA
Биомасса
Ағаш/ағаш қалдықтарындағы қазандар3		n 0,011	n 0,007
Ескерту: 1 Коэффициент тек жоғары жүктемелерде жұмыс істейтін қондырғылар бойынша алынды (80%).
2 Газ поршеньді қозғалтқыштардың көпшілігі газ өнеркәсібінде, құбырлар мен қоймалардың компрессорлық қондырғыларында және газ өңдеу зауыттарында қолданылады.
NA - деректер жоқ
n - 1996ж. КӨҮСТ-тің нұсқаулықта көрсетілмеген шығарындылардың жаңа коэффициентін көрсетеді
r - 1996ж. басшылық нұсқаулар шыққаннан кейін қайта қаралған шығарындылар коэффициентін көрсетеді

Қазақстан Республикасы
Экология және табиғи
ресурстар министрі
2023 жылғы 17 қаңтардағы
№ 9 Бұйрығына
3 қосымша

Мұнай және газ өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Мұнай және газ өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу жөніндегі осы Әдістеме (бұдан әрі – Әдістеме) Қазақстан Республикасы Экологиялық кодексінің (бұдан әрі - Кодекс) 294-бабының 3-тармағына сәйкес мұнай және газ өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеуге арналған.

2. Әдістемеде мынадай терминдер мен анықтамалар пайдаланылады:

1) алынған ілеспе мұнай газының мөлшері – таңдалған уақыт кезеңіндегі байланған немесе еркін ілеспе мұнай газының ерітінді түрінде кен орнынан/ұңғымадан алынған ілеспе мұнай газының жалпы мөлшері;

2) әкімшілендіру субъектісі – әкімшілендірілетін қондырғының операторы;

3) газдық фактор – мұнай ұңғымасы өніміндегі көмірсутегі газдары қоспаларының құрамы;

4) газлифтті газ – мұнай ұңғымасының газлифті және жоғары қысыммен жүргізу үшін пайдаланатын газ;

5) ілеспе мұнай газы – шикі мұнайға байланған немесе ерітілген, немесе мұнайлы-газды қабатына байланбаған (еркін) күйіндегі әр түрлі газ тәрізді көмірсутектердің қоспасы;

6) квоталау субъектісі – квоталанатын қондырғының операторы;

7) кен орны – барлау жүргізу нәтижесінде қорлары есептелген және (немесе) бағаланған пайдалы қазбаның (пайдалы қазбалардың) табиғи жиналуы бар жер қойнауының бөлігі;

8) көміртегі бірліктерімен сауда жүйесінің операторы – қоршаған ортаны қорғау саласындағы уәкілетті органның парниктік газдар шығарындыларын реттеу жөніндегі ведомстволық бағынысты ұйымы, ол парниктік газдар шығарындылары мен сіңірулері саласындағы мемлекеттік реттеуді және халықаралық ынтымақтастықты техникалық және сараптамалық сүйемелдеуді қамтамасыз етеді.

9) қондырғы операторы – меншігінде немесе өзгедей заңды пайдалануында қондырғысы бар жеке немесе заңды тұлға;

10) құрғақ газ – этанның төмен құрамымен салыстырғанда оның құрамы СН4 күрт иеленумен сипатталатын көмірсутекті заттар тобының табиғи жанғыш газы;

11) мұнайды газбен қанықтыру қысымы – бүкіл газды сұйықтыққа ерітетін қысым;

12) мұнайды қысу қабаты – газды мұнайдан бөле бастайтын ең жоғары қысым;

13) стандартты жағдайлар – 20 градус температураға және 101325 Паскаль қысымға (сынап бағанасы 760 миллиметр) сәйкес келетін қоршаған орта жағдайлары;

14) топтық өлшеу қондырғысы – ұңғымадан өндірілген мұнай, газ және су дебитін жедел өлшеу үшін пайдаланылатын кен орны (кен орындарының топтары) шекараларындағы техникалық құрылғы.

3. Осы Әдістемеде пайдаланылатын өзге терминдер мен анықтамалар Қазақстан Республикасының экологиялық заңнамасына сәйкес қолданылады.

2-тарау. Мұнай және газ өндірету жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу

4. Көрсеткіш: қондырғының жалпы парниктік газдар шығарындылары

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталар субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

мұнда:

E өндірісі – өндіру процесінде СО₂ эквивалентінің жалпы жылдық шығарындылары, y жылы, СО₂ эквивалентінің тоннасы;

ETOTAL – парниктік газдардың жалпы шығарындылары, СО₂ эквивалентінің тоннасы;

Egas, COMB, y – y жылы газ тәрізді отынды жағудан болатын жалпы жылдық СО₂ шығарындылары, СО₂ эквивалентінің тоннасы;

Eliq, COMB, y – сұйық отынды жағу кезіндегі жалпы жылдық CO₂ шығарындылары, тонна CO₂ эквиваленті;

Eflare, y – ілеспе мұнай газын алауда жағудан және алаудағы газ тәрізді отынның басқа түрлерінен жалпы СО₂ шығарындылары, СО₂ эквивалентінің тоннасы;

– y жылындағы i өндіріс орнындағы (кен орны) ағып кетулерден және кездейсоқ төгулерден болатын жалпы жылдық CH4 шығарындылары, СО₂ эквивалентінің тоннасы;

– СО₂ жалпы жылдық шығарындылары және пилоттық жанарғыларда жанармай газының жануы, СО₂ эквивалентінің тоннасы;

- мұнай мен газды тасымалдау кезіндегі жалпы жылдық CH₄ шығарындылары, СО₂ эквивалентінің тоннасы

- алау коллекторларының жарылуынан, техникалық тоқтаулардан, іске қосудан және басқа процестерден жалпы жылдық CH₄ шығарындылары, тонна CO₂ баламасы.

Өлшем бірлігі тонна болса, дөңгелектеу екі ондық таңбаға дейін орындалады.

Алайда, қондырғы операторы көрсеткіштердің есептеулерін мұнай мен газ өндіру процесінің ерекшелігіне қатысты көрсеткіштердің қолданылуын негізге ала отырып, осы Әдістеменің төменде келтірілген тармақтарына сәйкес пайдаланады.

Ескерту. 4-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

5. Көрсеткіш: Газ тәріздес отынды жағудан болған парниктік газдардың жалпы жылдық шығарындылары:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

Egas, COMB,y = Egas,j, y + Egas,d,y, (2),

мұндағы:

Egas, COMB,y – у жылында газ тәріздес отын түрлерін жағудан болған жылдық көміртегі қостотығы шығарындыларының жиынтығы (табиғи газ, ілеспе мұнай газы, газлифтті газ, құрғақ газ және басқалар), СО2 тонна-эквивалент;

Egas,j,y – жылына ілеспе мұнай газын жағудан шығарындылар, СО2 тонна-эквивалент;

Egas,d,y – жылына газ тәріздес отынның басқа түрлерінен шығарындылар, СО2 тонна-эквивалент.

6. Көрсеткіш: Газ тәріздес отынды жағудан болған парниктік газдардың шығарындылары:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

Egas,j,y – жылына ілеспе мұнай газын жағудан шығарындылар, тонна СО2-эквивалент;

FCDG,i,y,GF – у жылында i кен орны үшін ілеспе мұнай газын тұтыну, стандартты текше метр;

EFDG,i,y – у жылында i кен орны үшін ілеспе мұнай газы шығарындыларының коэффициенті, тонна СО2/стандартты текше метр отын.

7. Алынған ілеспе мұнай газының мөлшері екі әдіспен: есептеу әдісі және алынған ілеспе мұнай газының көлемін тура өлшеу әдісі анықталады.

Есептеу әдісі газдық фактор көрсеткішін қолдануға негізделеді.

6.1. Көрсеткіш:

Қондырғыда ілеспе мұнай газын жалпы тұтыну:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

FCDG,i,y,GF – у жылында i кен орны үшін ілеспе мұнай газын тұтыну, стандартты текше метр;

FPoil,m – m объектілер/орындар бойынша алынған мұнай ресурстарының мөлшері, тонна;

GORi,n – n ұңғымасынан i кен орны үшін газ факторы, мұнайдың стандартты текше метр /газдың тоннасы;

FCDG,i,y,import – газ дайындау қондырғысына келетін ілеспе мұнай газының мөлшері, стандартты текше метр;

FC come back – қабатқа қайта айдалатын ілеспе газдың көлемі;

FCflare – осы әдістеменің 23-тармағына сәйкес алауларда жанған газ көлемі.

Газ факторының мөлшері төмендегі тәсілдердің бірін қолдану арқылы анықталады.

7.2. Орташа өлшенген газ факторы бойынша тәсіл.

Көрсеткіш: Кен орны үшін газдың факторы:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

GORi,n – n ұңғымасынан i кен орны үшін газдың факторы, газдың стандартты текше метрі/тонна;

GORm – объекті (орын) бойынша қабатты жағдайдағы кен орындарын "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Қазақстан Республикасының Кодексі 142-бабының 1-тармағына сәйкес осы кен орнын игеруді регламенттейтін соңғы бекітілген жобалық құжатқа (авторлық қадағалау құжаттарын қоса алғанда) сәйкес объектілер/көкжиектер бойынша алынған мұнай ресурстарының газ құрамы, стандартты текше метр/тонна;

FPoil, m – объектісі/орны бойынша алынған мұнай ресурсының мөлшері, тонна;

m – тиісті горизонтты білдіретін индекс.

7.3. Газдық фактордың консервативті мәні бойынша тәсіл

Орташа өлшенген газ факторының тәсілі бойынша орташа өлшенген газ факторын есептеу мүмкін болмаған кезде, сондай-ақ жылына 1 миллион стандартты текше метрден аспайтын ілеспе мұнай газын өндіретін кен орындары үшін Есептіліктің бүкіл кезеңіне жалпы кен орны үшін газ факторының консервативті мәні қолданылады.

Есептеу әдісі мұнай қабатының қысымы мұнайдың газбен қанығу қысымының мәнінен асып кеткен кезде қолданылады.

7.4. Алынған ілеспе мұнай газының мөлшерін тікелей өлшеу әдісі

Көрсетілген деректер сыни ағымдағы диафрагмалы өлшеуіш көмегімен әрбір мұнай ұңғымасы үшін топтық өлшеу қондырғысында ілеспе мұнай газы көлемін жүйелі түрде өлшеуге негізделген.Топтық өлшеу қондырғысының деректері мобильдік өлшеу қондырғыларында (кемінде) жыл сайынғы бақылау өлшемдерінің көмегімен қайта тексеріледі.

Сепарация сатыларында алынған ілеспе мұнай газы мөлшері туралы деректер. Аталған деректер апатты жағдайға немесе алауға ілеспе мұнай газын үрмелеп түсіру немесе үрмелі шыраққа дейін бекітілген құрылғылардың ілеспе мұнай газы аспабы көрсеткішіне негізделеді. Аталған деректер сонымен қатар ілеспе мұнай газы шығыны туралы деректер секілді ілеспе мұнай газы қысымы және технологиялық қондырғылардың сақтандырғыш қалпақшаларының жұмысы туралы деректер ретінде автоматтандырылған есептің бар болуы кезінде пештегі газ шығынын өлшейтін құралдың деректеріне негізделеді.

3 миллион стандартты текше метрден астам ілеспе мұнай газын өндіретін кен орындары үшін есептеу әдісі және тура өлшеу әдісі, сондай-ақ әртүрлі әдістермен алынатын салыстырмалы деректер қолданылады. Парниктік газдар шығарындыларын есептеу үшін шығарылған ілеспе мұнай газы мөлшерінің ең көп мәні қолданылады. Мұнайдың қабатты қысымы мұнайдың газбен қаныққан қысымынан төмен жерлердегі кен орындарына баса назар аударылады, өйткені газ факторының жобалық мәндері тұрақты фактор болып табылмайды.

8. Стандартты мәннен 20 пайыздан жоғары ауытқу кезінде валидация және верификация жөніндегі орган өкілінің қатысуымен бөлу сатыларында бөлінетін ілеспе мұнай газының мөлшерін аспаптық өлшеу жүзеге асырылады.

9. Парниктік газдар шығарындыларын есептеу үшін ілеспе мұнай газының теңгерімін жасау кезінде қондырғы шекарасында пайдалы жылу және электр энергиясын өндіруге кететін ілеспе мұнай газының мөлшері қабылданады.

10. Ілеспе мұнай газы үшін CО2 шығарындыларының коэффициенті ЭЕҚ сәйкес оның компоненттік құрамы ескеріле отырып есептелінеді.

11. Ілеспе мұнай газы компоненттік құрамы қондырғы кен орындарының геологиялық объектілерінің (қабаттар, орындар) әрқайсысы үшін ұдайы құралдық әдістермен анықталады. Сондай-ақ компоненттік құрамды есептілік құжаттарынан (есеп беру және мониторингтеу кезеңінен алдыңғы жылдардың) мұнай және ілеспе мұнай газының физикалық-химиялық қасиетін талдау арқылы анықталады.

12. Көрсеткіш: Газ тәріздес отынның басқа түрлерін жағудан болған шығарындылар:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

Egas,d, y – у жылында газ тәріздес отынның басқа түрлерін жағудан болған СО2 шығарындылары, СО2 тонна;

FCd,i,y, – у жылында i кен орны үшін газ тәріздес отынның басқа түрлерін пайдалану жиынтығы, стандартты текше метр;

EFd,y – у жылында газ тәрізді отын шығарындыларының коэффициенті, СО2 тонна /стандартты текше метр.

Метан және азот оксиді шығарындыларын есептеу Кодекстің 294-бабының 3-тармағына сәйкес әзірленген Жылу электр станцияларының, ЖЭО қазандықтарынан және қазандықтардан парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесінде келтірілген әдепкі коэффициенттерді қолдану арқылы жүзеге асырылады.

13. Газ тәрізді отынның басқа түрлері үшін парниктік газдар шығарындыларын есептеу кезінде өндірістік қажеттіліктерді қамтамасыз ету кезінде жылу, механикалық және электр энергиясын өндіру үшін тұтынылатын газ тәрізді отынның мөлшері ескеріледі. Газ тәрізді отынның мөлшері стандартты жағдайларға келтіруді ескере отырып отын шығынын өлшегіштермен тікелей өлшеу негізінде аспаптық әдістермен анықталады.

Осылайша, газ тәріздес отынның мөлшері келесі деректерден шыға отырып, есептелінеді:

1) қондырғыда түзілген газ тәріздес отынның жалпы мөлшері;

2) бөтен тұтынушыға берілген (экспортты) газ тәріздес отынның жалпы мөлшері;

3) үшінші тарап жеткізген (импортталған) газ тәріздес отынның жалпы мөлшері.

14. Газ тәріздес отындардың басқа түрлері үшін СО2 шығарындыларының коэффициенті ЭЕҚ-ға сәйкес оның компоненттік құрамы ескеріле отырып, есептелінеді.

15. Көрсеткіш: Қондырғыда сұйық отынды стационарлық жағудан болған парниктік газдардың (меншіктік өндіру және импорт) жалпы жылдық шығарындылары:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

Eliq,COMB,y – сұйық отын түрлерін жағудан болған жылдық шығарындылар жиынтығы, СО2 тоннасы;

FCliq,p,y – у жылында і кен орны үшін технологиялық қондырғыларда жағу үшін р типті сұйық отынның барлық түрін тұтынудың жылдық жиынтығы, тонна;

NCVliq,p.y – у жылында р типті сұйық отынның жылу шығару қабілеттілігі, тераджоуль/тонна;

EFliq,p.y – у жылында р типті сұйық отын шығарындыларының коэффициенті, СО2 тонна/тераджоуль.

16. Өндірістік алаңдарында жылу және/немесе электргенерациялайтын стационарлық жабдықпен тұтынған сұйық отынның мөлшері отын шығынын өлшеу құралымен тура өлшеу негізінде анықталады. Отын шығынын өлшегіштер болмаған жағдайда, әрбір типтегі сұйық отынның балансы қондырғының ішкі есептілігінің деректері бойынша жасалады. Парниктік газдар шығарындыларын есептеу үшін қондырғы шекарасында пайдалы жылу және электр энергиясын өндіруге жұмсалатын сұйық отынның сол мөлшері қабылданады.

17. Сұйық отынның жылу шығару қабілетін алу үшін Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті өндірістік зертханада немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханада осындай отын үшін жылу шығару қабілетіне зертханалық талдау жүргізіледі. Деректер болмаған кезде осы Әдістемеге қосымшаның 1 кестесіне сәйкес сұйық отын түрлерінің калориялық құндылық коэффициенті пайдаланылады.

18. Калориялық құндылықты талдаудың заңдылығы соңғы екі жылдағы тарихи деректермен анықталады.

19. Деректер болмаған кезде зерттеудің (талдаудың) жиілігі мен кезеңділігін қондырғы операторы дербес белгілейді және стандартты емес қондырғының отын балансынан бойынша салым 5% - дан кем болған кезде мониторинг жоспарының 13.2-тармағының 1) тармақшасында парниктік газдар шығарындыларының мониторингі жоспарында тіркеледі.

Стандартты емес қондырғының отын балансынан бойынша 5% - дан асқан кезде, калориялық құндылықты талдаудың жүйелілігі келесідей анықталады:

1) стандартты емес қондырғының отын балансынан бойынша салым 5-15 пайыз сұйық отынның барлық түрлерін жалпы тұтынудан: айына 1 рет;

2) стандартты емес қондырғының отын балансынан бойынша салым 15 пайыз сұйық отынның барлық түрлерін жалпы тұтынудан: аптасына 1 рет.

Қондырғының отын балансы бұл жылу немесе электр энергиясын өндіруге арналған қондырғы көздерімен жанған отынның тоннамен жалпы көлемі.

20. Сұйық отындарға арналған парниктік газдар шығарындыларының коэффициентін алу үшін жеке өндірістік зертханада немесе Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханада отындағы көміртегі құрамына зертханалық талдау жүргізіледі. Тұрақтылығы талдау көміртегінің отынға баламалы тұрақтылығын талдау жылыту қабілеті. Деректер болмаған кезде осы Әдістемеге қосымшаның 1 кестесіне сәйкес сұйық отын түрлерінің парниктік газдар шығарындыларының коэффициенттері пайдаланылады.

21. Көрсеткіш: Жылжымалы көздерде сұйық отынды жағудан болған шығарындылар:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

– жылжымалы көздерде сұйық отынды жағудан болған шығарындылар, СО2 тонна;

– у жылында іөндірістік алаңдар аясында жағу үшін p сұйық отынын тұтыну, литр;

NCVp.y – осы Әдістемеге қосымшаның 17 және 18-тармағына сәйкес, у жылына р сұйық отынның жылу шығару қабілеттілігі, мегаджоуль/килограмм;

EFp.y – осы Әдістемеге қосымшаның 20-тармағына сәйкес, у жылына р сұйық отын шығарындыларының коэффициенті, СО2 тонна/мегаджоуль;

rp.y – сұйық отынның тығыздығы.

Тығыздық туралы деректер жеке өндірістік зертханада немесе Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертхананы тарта отырып, жүргізілген талдау нәтижелері бойынша қабылданады.

Зертханада анықталған сұйық отынның жылулық құндылығы және парниктік газдар шығарындыларының коэффициенті туралы деректер болмаған жағдайда сұйық отынның жылулық коэффициенті осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес пайдаланылады.

Сұйық отынды жағу кезіндегі CH4 және N2O шығарындыларын есептеу жылу электр станциялары, ЖЭС және қазандықтар қазандықтарынан парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесіне сәйкес жүзеге асырылады.

21-1. Қондырғының бөлігі болып табылатын жылжымалы көздерде сұйық отынды жағудан шығарындылар осы Әдістеменің 15-тармағына сәйкес стационарлық ретінде ескерілсін.

Ескерту. 21-1-тармақпен толықтырылды – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

22. Кен орнының шекарасы шегінде ПНГ-ны немесе газ тәрізді (жанғыш) отынның басқа түрлерін алау жағуды қолданған кезде алау жағудан СО2 шығарындылары былайша есептеледі:

Көрсеткіш: Ілеспе мұнай газын алауда жағудан болған СО2 шығарындылары:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес евотлалу субъектісің бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

Eflare,y – ілеспе мұнай газын алауда жағудан болған газ тәрізді және отынның басқа түрлері СО2 шығарындылары, СО2 тонна;

FCflare,i,y – у жылында i өндірістік алаңында алауда кәдеге жаратылған ілеспе мұнай газы шығарындыларының мөлшері, стандартты текше метр;

EFDG,flare,i,y – у жылында iөндірістік алаңында алауда кәдеге жаратылған ілеспе мұнай газы шығарындыларының коэффициенті, СО2 тонна/стандартты текше метр ЭЕҚ сәйкес есептелінеді.

OF – газды алауда жаққан кездегі тотығу коэффициенті, 0,995-ке тең.

23. Қондырғылардан ілеспе мұнай газының ағып кетуінен және кездейсоқ төгілуінен CH4 шығарындыларын есептеу. шығару көлемдері туралы ақпаратты қамтитын ағып кету/кездейсоқ шығарылымдар туралы есеп деректері негізінде жасалады.

Көрсеткіш: Ағып кетулерден және авариялық төгінділерден СН4 жылдық шығарындылары:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

– y жыл үшін кен i орнындағы ағып кетулер мен авариялық төгінділерден CH4 жылдық шығарындылары, СО2 тонна-эквиваленті;

– кен орнындағы газдың тығыздығын есепке алу у жылында ағып кету көлемі, стандартты текше метр;

– у жылына i өндірістік алаңда ілеспе мұнай газдағы CH4 құрамы, %;

– Кодекстің 282-бабының 3-тармағына сәйкес СН4 жаһандық жылыну коэффициенті.

23-1. Объектіде ағып кетуді аспаптық өлшеулер болмаған жағдайда, ағып кетуден болатын бұл шығарындыларды диапазонның орташа мәні бар дамыған елдер үшін коэффициенттерді пайдалана отырып, парниктік газдар шығарындыларын есептеудің халықаралық әдістемелеріне сәйкес объектінің операторы есептейді.

Ескерту. 23-1-тармақпен толықтырылды – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

24. Қондырғыда мұнай өндіру процестерін жүзеге асыру барысында мұнай өндіру объектілерінен ілеспе мұнай газының технологиялық шығарындыларының (үрлеу) атмосфераға тарауы жүреді. ілеспе мұнай газы мен газлифтті газында олардың компоненттерінің құрамы туралы мәліметтерге сәйкес 70-90 пайыз СН4 бар.

Ілеспе мұнай газы шығарындыларының белгілі көлемі бойынша СН4 шығарындылары келесі түрде есептеледі:

Көрсеткіш: Ілеспе мұнай газының технологиялық шығындыларынан болған жалпы жылдық СН4 шығарындылары (алауда жағуды қоспағанда):

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

где:

– ілеспе мұнай газының технологиялық шығындыларынан болған жалпы жылдық СН4 шығарындылары, СО2 тонна-эквивалент;

– у жылында i кен орындарында ілеспе мұнай газының жалпы технологиялық шығындары, стандартты текше метр;

16 – СН4 молекулярлық салмағы, килограмм/киломоль;

22,4 – 1 мольді газдың қалыпты жағдайдағы көлемі, ст.м3/Кмоль;

– газдағы СН4 молекулярлық үлесі;

– Кодекстің 282-бабының 3-тармағына сәйкес СН4 жаһандық жылыну коэффициенті.

Объектіде аспаптық өлшеулер арқылы парниктік газдар шығарындыларының жасырын көздерінен ағып кетуді бақылау үшін мониторинг бағдарламасын іске асырған және пайдаланған жағдайда, ағып кетуден алынған метанды бақылау нәтижелерін және нақты өлшеулерді пайдалануға рұқсат етіледі.

Мониторинг және есеп беру әдісі уәкілетті органмен келісілген объектінің ішкі рәсімдерімен және (бар болса) меншікті әдістемелермен анықталады.

25. Мұнай және газ өндіру кезінде СО2 шығарындыларын анықтау әдісі мүмкін болмаған жағдайда, қондырғы операторы Мұнай және газ өндіру саласындағы газды шығару кезінде парниктік газдар шығарындыларын анықтаудың баламалы әдісін-масса балансы әдісін пайдаланады.

Көрсеткіш: Мұнай және газ өндіру кезіндегі СО2 шығарындыларының көлемі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

Еventing = GOR × Qнефть/газ×(1 – СЕ)×(1 - Хсож в факел)×Мгаз ×Yгаз×42.3×10-6, (11),

мұндағы:

Еventing – мұнай және газ өндіру кезіндегі СО2 шығарындыларының көлемі, мың тонна;

GOR – газ-мұнайдың орташа арақатынасы, газ үшін 1, м3 /м3;

Qнефть/газ – жылына мұнайдың немесе газдың жалпы жылдық өндірісі, 103м3/жыл;

СЕ – газды үнемдеу тиімділігінің коэффициенті немесе 0%-дан 10%-ға дейінгі диапазондағы ағып кету санының өндірілген газ мөлшеріне қатынасы;;

Халаулы жағу – алауларда жағылған газдың үлесі;

Мгаз – СО2 үшін 44,011 тең газдың молекулалық салмағы немесе CH4 үшін 16,043;

Yгаз – ілеспе немесе басқа газ құрамындағы CO2 немесе CH4 молярлық немесе көлемдік үлесі;

25-1. Қондырғыда мұнай мен газды өндіру кезінде аспаптық өлшеулер болмаған жағдайда, ағып кетуден болатын бұл шығарындыларды орнату операторы диапазонының орташа мәні бар дамыған елдер үшін коэффициенттерді пайдалана отырып, парниктік газдар шығарындыларын есептеудің халықаралық әдістемелеріне сәйкес есептейді.

Ескерту. 25-1-тармақпен толықтырылды – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

26. Мұнай және газ өндіру кезінде алаулы жағудан аз болуына байланысты N2O және CH4 қалдықтары шығарындылары газдардың есебін қондырғы операторы орындамайды. Алайда, деректер қажет болған жағдайда орнату операторы есептеуді келесідей жүзеге асырады:

Көрсеткіш:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

Eflare,y = ∑i FCflare,i,y × NCVi.y × ОК, (12),

мұндағы:

Eflare,y – ілеспе мұнай газын алауда жағудан N2O немесе CH4 шығарындылары, тонна;

FCflare,i,y – у жылы i өндірістік алаңындағы алауда кәдеге жаратылатын ілеспе мұнай газының мөлшері, стандартты текше метр;

NCVi.y – у жылы ішінде i өндірістік алаңындағы алауда кәдеге жаратылатын газдың жылу шығару қабілеті, тераджоуль;

ОК – N2O немесе CH4 пайда болу коэффициенті (N2O үшін = 0,0001 тонн/ТДж; CH4 үшін = 0,001 тонн/ТДж).

27. Осы Әдістемеге енгізілмеген өндірістік процестер болған кезде квоталау субъектісі парниктік газдар шығарындыларын есептеу бойынша халықаралық әдістемелерді пайдаланады.

3-тарау. Газды тасымалдау кезіндегі метан шығарындыларын есептеу

28. Газдың технологиялық ысыраптары сөзсіз және қабылданған газды тасымалдау схемасы мен технологиясымен, сондай-ақ технологияның жетілу дәрежесімен және жабдық сапасымен байланысты.

Газды тасымалдау кезіндегі технологиялық ысыраптарды есептеуді зауыт операторы газ тасымалдау объектісінде қабылданған бекітілген стандарттарға сәйкес, меншікті қажеттіліктерге газды тұтыну нормаларын және магистральдық құбырлар арқылы газ тасымалдау кезіндегі технологиялық ысыраптарды есептеу әдістемесі шеңберінде жүргізеді. газ құбырлары және жерасты газ қоймаларындағы газ қоймалары.

Көрсеткіш Газды тасымалдау кезіндегі CH4 шығарындылары

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

GCH4 = Vстр × p × m/1000 (13),

мұндағы:

GCH4 - газды тасымалдау кезіндегі CH4 шығарындылары, т/жыл;

Vстр – технологиялық ысыраптардың көлемі, м3

p - газдың тығыздығы, кг/м3;

m – газдың жалпы көлеміндегі көмірсутектердің үлесі;;

CH4 шығарындылары газдың құрамдас құрамы бойынша есептелген ағып кетулердің қосындысынан есептеледі.

CH4 ағып кетуінің аспаптық өлшемдері болса, аспаптық өлшемдерден алынған деректерді қабылдаңыз.

28-1. Газды тасымалдау және сақтау кезінде аспаптық өлшеулер болмаған жағдайда, ағып кетуден болатын бұл шығарындыларды зауыт операторы диапазонның орташа мәні бар дамыған елдер үшін коэффициенттерді пайдалана отырып, парниктік газдар шығарындыларын есептеудің халықаралық әдістемелеріне сәйкес есептейді.

Ескерту. 28-1-тармақпен толықтырылды – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

29. Осы Әдістемеге енгізілмеген өндірістік процестер болған кезде қондырғы операторы парниктік газдар шығарындыларын есептеу бойынша халықаралық әдістемелерді пайдаланады.

4-тарау. Әкімшілік субъектілері үшін мұнай және газ өндірету жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу

30. Әкімшілік субъектілері қондырғыларының санаттары үшін меншікті коэффициенттер және оларды анықтау құралдары болмаған кезде, әрбір кезең үшін төменде көрсетілген парниктік газдар шығарындыларын есептеу үшін коэффициенттерді пайдалану ұсынылады.

Алайда, квоталанатын қондырғылар санатына ауысу кезінде парниктік газдар шығарындыларының көлемі Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген жеке аттестатталған өндірістік зертханадан алынған меншікті коэффициенттер бойынша немесе тәуелсіз зертханамен келісімшарт жасасу бойынша есептеледі.

31. Көрсеткіш: әкімшілендіру субъектілері үшін парниктік газдар шығарындылары:

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

Ecумм = А x EF, (14),

мұндағы:

E сумм - жиынтық шығарындылар, мың тонна

A - есепті кезеңде (әдетте жыл) барлаумен немесе алаумен жағуға байланысты өндіру немесе жоғалту көлемі, м3. Әрбір қызмет түрі бойынша жиынтық деректер, содан кейін газдардың әрқайсысы үшін олардың жалпы сомасы ұсынылады.

EF - шығарындылар коэффициенті, осы Әдістемеге қосымшаның 2-кестесіне сәйкес, мың тонна/м3

32. Осы Әдістемеге енгізілмеген өндірістік процестер болған кезде қондырғы операторы парниктік газдар шығарындыларын есептеу бойынша халықаралық әдістемелерді пайдаланады.

5-тарау. Парниктік газдар шығарындыларын мониторингтеу үшін деректерді жинау және сақтау

33. Атмосфераға мұнай өндіру объектілерінен ТМД ағуы мен технологиялық (үрлеу) шығарындыларын аспаптық есепке алу болмаған жағдайда метан шығарындыларын есептеу Ұшпа шығарындыларды есептеу бойынша қолжетімді халықаралық әдістемелерге сәйкес жүргізіледі.

Мониторинг негізінде қондырғы операторы парниктік газдар шығарындыларының көздерін шығарындылар деңгейі бойынша бөледі. Парниктік газдардың едәуір мөлшерін шығаратын көздер мен жұмыс барысында парниктік газдардың аз мөлшерін шығаратын көздер бар. Бұл ретте деректерді жинау, деректер сапасын бақылау және дереккөздер үшін есептілік жөніндегі талаптар бірдей болып табылады. Сондықтан мониторинг және есеп беру процесін жеңілдету үшін деректерді бақылау деңгейлері ескеріледі. Осы Әдістемеге қосымшаның 4-кестесінде деректерді бақылаудың ұсынылған деңгейлері ұсынылады, олардың негізінде әрбір көзден парниктік газдар шығарындыларын есептеу кезінде үлес ескеріледі.

34. Есепті жылдың соңында пайдаланылған отынның мөлшерін бақылау мақсатында шығарындылардың әрбір көзі бойынша отын мөлшері азаяды және Қазақстан Республикасы Экология, геология және табиғи ресурстар министрінің бұйрығының 3-қосымшасымен бекітілген Парниктік газдар шығарындылары мен сіңірулері саласындағы мемлекеттік реттеу қағидаларының парниктік газдар шығарындыларын түгендеу туралы есепте көрсетіледі. СО2 шығарындыларын есептеу үшін барлық бастапқы деректерді өлшеуге, жинауға, сақтауға және мәліметтерге қойылатын талаптар осы Әдістемеге қосымшаның 4-кестесінде көрсетілген.

35. Қондырғы операторлары шығарындылар мониторингіне сәйкес есептеу тәсілдерін және өлшеулердің кезеңділігін жүзеге асырады. Тұтынылатын отын бойынша деректер мұрағатталады және квоталау субъектісінде сақталады.

Мұнай және газ өндіру жөніндегі парниктік
газдар шығарындыларын есептеу әдістемесіне
қосымша

1-кесте

Жанармай түрінің атауы		Әдепкі таза жылу мәні (Төменгі қыздыру мәні) (ТДж/тонна)	Тиімді CO 2 эмиссия коэффициенті Әдепкі, (тонна/ТДж)
Шикізат майы		0,0423	73,3
Оримульсия		0,0275	77
Сұйытылған табиғи газ		0,0442	64,2
Бензин	Автомобильдік бензин	0,0443	69,3
	Авиациялық бензин	0,0443	70
	Реактивті қозғалтқыштарға арналған бензин	0,0443	70
Реактивті қозғалтқыштарға арналған керосин		0,0441	71,5
Керосиннің басқа түрлері		0,0438	71,9
Сланец мұнайы		0,0381	73,3
Газ майы/дизельдік отын		0,043	74,1
Жылыту майы		0,0404	77,4
Сұйытылған мұнай газы		0,0473	63,1
Этан		0,0464	61,6
Нафта		0,0445	73,3
Битум		0,0402	80,7
Майлау материалдары		0,0402	73,3
Мұнай коксы		0,0325	97,5
Мұнай өңдеу шикізаты		0,043	73,3
Басқалар	Мұнай газы	0,0495	57,6
мұнай өнімдері	Қатты парафиндер	0,0402	57,6
	Уайт-спирит және СОТК	0,0402	73,3
	Басқа да мұнай өнімдері	0,0402	73,3
Антрацит		0,0267	98,3
Кокстелетін көмір		0,0282	94,6
Битумды көмірдің басқа түрлері		0,0258	94,6
Суббитумды көмір		0,0189	96,1
Қоңыр көмір		0,0119	101
Мұнайлы тақтатас және шайырлы құмдар		0,0089	107
Брикеттелген қоңыр көмір		0,0207	97,5
Меншікті отын		0,0207	97,5
кокс	Пеш және қоңыр көмір кокс	0,0282	107
кокс	Газ кокс	0,0282	107
Көмір шайыры		0,028	80,7
Туынды газдар	Зауыттық газ	0,0387	44,4
	Кокс газы	0,0387	44,4
	Жарылыс газы	0,00247	260
	Оттегі болат пештерінің газы	0,00706	182
Табиғи газ		0,048	56,1
Тұрмыстық қалдықтар (биологиялық емес фракциялар)		0,01	91,7
Өндірістік қалдықтар		жатпайды	143
Мұнай қалдықтары		0,0402	73,3
Шымтезек		0,00976	106
Қатты биоотындар	Ағаш/ағаш қалдықтары	0,0156	112
	Лай (қара ликер)	0,0118	95,3
	Қатты бастапқы биомассаның басқа түрлері	0,0116	100
	Көмір	0,0295	112
Сұйықтық	Биобензин	0,027	70,8
биоотын	Био-дизель	0,027	70,8
	Сұйық биоотынның басқа түрлері	0,0274	79,6
Биогаз	Полигон газы	0,0504	54,6
	Ағынды газ	0,0504	54,6
	Басқа биогаздар	0,0504	54,6
Басқа қазба емес түрлер	Тұрмыстық қалдықтар (биомасса фракциясы)	0,0116	100

2-кесте

Әкімшілендіру субъектілері үшін қызмет түрлері бойынша шығарындылар коэффициенттері

Санат	Шығарындылар көзі	CH4		CО2		N2O		Өлшем бірліктері
Санат	Шығарындылар көзі	Шамасы	Белгісіздік	Шамасы	Белгісіздік	Шамасы	Белгісіздік	Өлшем бірліктері
Ұңғымаларды бұрғылау	Алауларда жағу және жою	3,3E-05	±100%	1,0E-04	±50%	Деректер жоқ	Деректер жоқ	Жалпы мұнай өндірудің 103 м3 мың тонна
Ұңғымаларды сынау	Алауларда жағу және жою	5,1E-05	±50%	9,0E-03	±50%	6,8E-08	-10 до +1000%	Жалпы мұнай өндірудің 103 м3 мың тонна
Ұңғымаларға қызмет көрсету	Алауларда жағу және жою	1,1E-04	±50%	1,9E-06	±50%	Деректер жоқ	Деректер жоқ	Жалпы мұнай өндірудің 103 м3 мың тонна
Газ өндіру	Газ объектілерінде табиғи газды алауларда жағу кезіндегі шығарындылар және олардан шығатын газ/булану	7,6E-07	±25%	1,2E-03	±25%	2,1E-08	-10 до +1000%	Өндірілген газдың 106 м3 мың тонна
Газ өндіру	Ұшпа шығарындылар *	3,8E-04 до 2,3E-03	±100%	1,4E-05 до 8,2E-05	±100%	Деректер жоқ	Деректер жоқ	Өндірілген газдың 106 м3 мың тонна
Мұнай өндіру	Ұшпа (жер)	1,5E-06 до 3,6E-03	±100%	1,1E-07 до 2,6E-04	±100%	Деректер жоқ	Деректер жоқ	Өндірілген табиғи мұнайдың 103 м3 мың тонна
	Ұшпа (теңіз)	5,9E-07	±100%	4,3E-08	±100%	Деректер жоқ	Деректер жоқ	Өндірілген табиғи мұнайдың 103 м3 мың тонна
	Жою	7,2E-04	±50%	9,5E-05	±50%	Деректер жоқ	Деректер жоқ	Өндірілген табиғи мұнайдың 103 м3 мың тонна
	Алауларда жағу	2,5E-05	±50%	4,1E-02	±50%	6,4E-07	-10 до +1000%	Өндірілген табиғи мұнайдың 103 м3 мың тонна

*Газды қайта өңдеу құрылғыларындағы кіру саңылаулары арқылы немесе егер өңдеу қажет болмаса, газды тасымалдау жүйелерінің түйісу нүктелерінде газ ұңғымаларынан ұшпа шығарындылар (газды шығаруды және алауларда жағуды қоспағанда). Ұңғымаларға қызмет көрсетуге, газ жинауға, өңдеуге және ілеспе су мен қышқыл газдардан арылуға байланысты ұшпа шығарындыларды қамтиды.

3-кесте

Парниктік газдар шығарындыларын есептеу кезінде олардың негізінде көздер қараудан алынып тасталуы мүмкін деректерді бақылаудың ұсынылған деңгейлері

Газдың технологиялық шығын көздері топтарының индексі олардың типі бойынша	Газды технологиялық жоғалту көздерінің тобы	Газ қысымының санаттары бойынша газдың технологиялық ысыраптарының базалық көлемі Б. ЖК Qi, м3 / сағ
		төмен қысым (0,005 МПа дейін.)	орташа қысым (0,005-тен 0,3 МПа дейін.)	2 санаттағы жоғары қысым(0,3-тен 0,6 МПа дейін.)	1 санаттағы жоғары қысым (0,6-дан 1,2 МПа-ға дейін.)
		j=1	j=2	j=3	j=4
i=1	– газды қысқарту пункті газ реттегіш пункті, блокты газ реттегіш пункті, газды қысқартудың шкафтық пункті, газды қысқартудың жерасты пункті, газ реттегіш қондырғы) және газ шығынын өлшеу торабы (шкафта орындауда), конструкциядан тыс бекіту арматурасын есепке алмағанда	0,02059	0,08768	0,18385	0,34113
i=2	Кері қосылуларды қоса алғанда, бекіту арматурасы (шарлы крандарды қоспағанда)	0,12757	0,43252	0,68080	0,87539
i=3	Шарлы крандар, оның ішінде жауап қосылыстары	0,02939	0,09966	0,15687	0,20170
i=4	Бекіту арматурасының жауап қосуларын қоспағанда, ажыратылатын, оның ішінде оқшаулайтын қосылыстар газды азайту пункті мен газ шығынын өлшеу торабынан тыс (фланецті, муфталы, цапкалы, штуцерлік қосылыстар, Тығындар және т. б.)	0,07012	0,23773	0,37420	0,48115
Ескерту е-газды азайту пунктін газ қысымының санаттары бойынша газдың технологиялық ысыраптары көздерінің топтарына жатқызу газды азайту пунктіндегі газдың кіріс қысымы бойынша жүзеге асырылады .

Кесте 4

Парниктік газдар шығарындыларын есептеу кезінде көздер қараудан алынып тасталатын деректерді бақылаудың ұсынылған деңгейлері

Қондырғы санаттары (кәсіпорындар)	Қызмет туралы деректерді өлшеудің рұқсат етілген ең үлкен қателігі, пайыздар	Мониторингтен алып тасталуы мүмкін деректер
А (<50 000 тонна СО2-эквивалент/жыл)	7,5	Қызметтен болған шығарындылардың кез келген бірлі-жарымды көздерінің парниктік газдардың жалпы шығындыларына жалпы үлесі 7,5 пайыздан аспайды
Б (50 000-500 000 СО2 тонна-эквивалент/жыл)	5	Қызметтен болған шығарындылардың кез келген бірлі-жарымды көздерінің парниктік газдардың жалпы шығындыларына жалпы үлесі 5 пайыздан аспайды
В (> 500 000 тонна СО2-эквивалент/жыл)	2,5	Қызметтен болған шығарындылардың кез келген бірлі-жарымды көздерінің парниктік газдардың жалпы шығындыларына жалпы үлесі 2,5 пайыздан аспайды

5-кесте

Парниктік газдар шығарындыларын мониторингтеу үшін өндірістік алаңда өлшеу, жинау, сақтау және жинақтауға жататын деректер

№	Белгіленуі	Шама сипаттамасы	Бастапқы деректер көзі	Өлшем бірлігі	Параметрді анықтау үлгісі: Өлшенетін/есептелетін/бағаланатын	Анықтаудың және жинақтаудың ұсынылған мейлінше аз жиілігі	Сақтау әдісі	Түсіндірмелер
1	FCDG,i,y,GF	і кен орындарындағы ілеспе мұнай газын қолдану кәсіпорынның жылу генераторларында жағуға арналған (газ факторы бойынша есептелген)	ОПЦИЯ 1: Өлшенетін газ факторына сәйкес есептеу (орташа салмақтандырылған газ факторы) ОПЦИЯ 2: Ілеспе мұнай газын қолданатын қондырғыларда тура өлшеу	стандартты текше метр	өлшенетін/ есептелетін	ОПЦИЯ 1: Мәлімет айына 1 рет жеке есеп беру нысанында беріледі ОПЦИЯ 2: Қондырғыдағы үздіксіз өлшеу. Оператор журналындағы смена бойынша ақпарат. Мәлімет айына 1 рет жеке есеп беру нысанында беріледі.	Қағаз нұсқада және электронды
2		і кен орнындағы ілеспе мұнай газын жағу кезінде СО2 шығарындыларының коэффициенті	"Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын (көміртегі қостотығы шығарындыларының коэффициентін) есептеу жөніндегі әдістеме" әдістемелік ұсынымдарға сәйкес	СО2 тонна/ стандартты текше метр газ	есептелетін	Жылына 1 реттен кем емес	Қағаз нұсқада және электронды	і кен орнындағы ілеспе мұнай газы шығарындысының коэффициенті компоненттік құрамды талдаудың соңғы қол жетімді нәтижесінің негізінде жылына 1 рет анықталуы мүмкін. Әрбір мұнайгаз шығаратын кәсіпорын үшін мониторингтің жеке бекітілген жоспарына сәйкес, есептеу деректері бойынша келесі компоненттік құрамды талдауды өткізетін күнге дейінесеп беретін жылы қолданылады
3		і кен орнына арналған кәсіпорында у жылына J типті газ тәріздес отынды қолдану	Шығын есептеу құралының көрсеткіштері	стандартты текше метр	өлшенетін	Үздіксіз технологиялық қондырғыда, кез келген кезеңді қарау және мәліметтің қосарланушылық мүмкіндігі бар 1 айға толық жеке есеп беру нысанында беріледі (кәсіпорында және шалғайда)	Қағаз нұсқада және электронды	Газ шығынын у қалыпты жағдайына келтіру үшін температура мен қысым бойынша түзету арқылы анықталады.
4		Кәсіпорында у жылы J типті газ тәріздес отынның жылу шығару қабілеттігі	Отынның сапа сертификаты немесе отын сапасының куәлігі. Өлшеу зертханасындағы ішкі немесе сыртқы газ сапасын талдау.	мегаджоуль/ стандартты текше метр	өлшенетін	Айына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды	Резервтік нұсқа: КӨҮСТ2006 мағынасы жасырын немесе белгілі компоненттік құрам бойынша анықтау.
5		Кәсіпорында у жылына J типтес газ тәрізді отынның шығарындыларының коэффициенті	"Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын (көміртегі қостотығы шығарындыларының коэффициентін) есептеу жөніндегі әдістеме" әдістемелік ұсынымдарға сәйкес	СО2 тонна/ стандартты текше метр газ	есептелетін	"Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын (көміртегі қостотығы шығарындыларының коэффициентін) есептеу жөніндегі әдістеме" әдістемелік ұсынымдарға сәйкес	Қағаз нұсқада және электронды
6		ГДҚ-ға баратын ілеспе мұнай газының мөлшері	ГДҚ алдындағы шығын өлшеу құралымен өлшеу	стандартты текше метр	өлшенетін	Үздіксіз, мәліметтер 1 айға беріледі	Қағаз нұсқада және электронды
7		m орын/объектісі бойынша алынған мұнай ресурстарының мөлшері	Мониторингтің есепті кезеңі басында орындар бойынша мұнай кен орындарын өңдеудің жағдайы (яғни күнтізбелік жыл, 01.01.2013 ж.)	тонна	өлшенетін	Үздіксіз, мәліметтер 1 айға беріледі	Қағаз нұсқада және электронды
8		n ұңғымасынан i кен орнына арналған орташа салмақтандырылған газ факторы	әдеттегідей газды факторлардың мәнілер орындың бойынша мәндері қабылданады, оларданұңғымадан және i кен орындарнан мұнай шығарады осы кен орындарын регламенттеуші соңғы бекітілген құжат жобасына сәйкес. Алынған ілеспе газ санын тікелей өлшеу нәтижесі қолданылуы мүмкін (бұл әдістің қолданысы туралы 6.1.1 тарауын қараңыз). I: топтық өлшемдік қондырғыдағы тікелей өлшем – алғашқы өлшем (ТӨҚ) II:ұтымды өлшемдік қондырғының тікелейөлшемі – алғашқы өлшем (ҚӨҰ) Сонымен қатар (3.1) формуласы бойынша есептеуге болады.	стандартты текше метр газ/тонна мұнай	өлшенетін/ бағаланатын	I. Үздіксіз, айына 1 рет берілетін мәліметтер. II. Жыл сайын немесе цех тапсырысы бойынша жылына 1 рет берілетін мәліметтер III. Ұңғыманы пайдалану кезеңінде геология бөлімінің тапсырысы бойынша нақтыланады.	Қағаз нұсқада және электронды	Газ факторының орташа салмақтандырылған мәнін есептеу геология цехындағы кен өндіру қызметінің "Ілеспе мұнай газын алу туралы есеп" нысаны арқылы жүзеге асады. Болмаған жағдайда, есеп айыру деректері бойынша әрбір жеке мұнай-газ шығаратын кәсіпорын үшін мониторингтің бекітілген жоспарына сәйкес мағынаға ие болады
9		m қабат/объекті бойынша ұңғымалардағы мұнай өнімдерінің құрамындағы газ мөлшері	Қабат бойынша мұнай кен орындарын өңдеу туралы жыл сайынғы деректер	стандартты текше метр/ тонна	өлшенетін	Мәлімет жылына 1 рет беріледі	Қағаз нұсқада және электронды
10		i кен орнына арналған ілеспе мұнай газының (ІМГ) компоненттік құрамы (өндіріс алаңы).	Мұнай, газ және суды зерттеу (ішкі және сыртқы) зертханаларды өлшемдері	пайыздар	өлшенетін	"Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын (көміртегі қостотығы шығарындыларының коэффициентін) есептеу жөніндегі әдістеме" әдістемелік ұсынымдарға сәйкес	Қағаз нұсқада және электронды
11		i кен орнына арналған ілеспе мұнай газынан ерекшеленетін J типтес ерікті газ тәріздес отынның компоненттік құрамы.	Зертханалық өлшемдер (ішкі және сыртқы). Егер стандартты емес отын үшінші жақпен қамсыздандырылса, сапа сертификаттарының деректері қолданылуы мүмкін.	пайыздар	өлшенетін	"Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын (көміртегі қостотығы шығарындыларының коэффициентін) есептеу жөніндегі әдістеме" әдістемелік ұсынымдарға сәйкес	Қағаз нұсқада және электронды
12		i кен орындарындағы р типтес сұйық отынды жылу генераторларының жылдық жиынтық қолданысы	ОПЦИЯ 1: Шығынды өлшеу құралымен өлшенген отынның бастапқы мөлшері ОПЦИЯ 2: Кәсіпорынның жануға арналған сұйық отын шығындары туралы бекітілген есеп беру нысандарының қолжетімді деректерінің негізіндегі баланстық әдіс.	тонна	өлшенетін/ бағаланатын	ОПЦИЯ 1: үздіксіз, жылына 1 рет ОПЦИЯ 2: айына 1 рет, 1 жыл бойғы мәліметтер	Электронды	de minimis санатына жатады және маңызды болмағандықтан ПГ шығарындыларын есептеу кезінде ескерілмейді
13		у жылына газ генераторларымен пайдаланылған р типтес сұйық отынның жылу шығару қабілеттігі	Стандартты коммерциялық отын үшін – КӨҮСТ2006 мәндері немесе ұлттық деректер. Стандартты емес отын үшін – зертханадағы калориметрикалық өлшемдер.	мегаджоуль/килограмм	өлшенетін/ бағаланатын	Стандартты отын үшін – мәліметтерді қайта тексеру жылына 1 рет болады. Стандартты емес отын үшін – жиілік "ЖЭС сапаны бақылау әдістемесі" бөліміне сәйкес анықталады. Жанғыш газды жағудан болған парниктік газ шығарындыларын есептеу бойынша әдістемелер	Электронды	de minimis санатына жатады және маңызды болмағандықтан ПГ шығындыларын есептеу кезінде ескерілмейді
14		у жылындағы р типтес сұйық отын шығарындыларының коэффициенті	Стандартты коммерциялық отын үшін – КӨҮСТ 2006 мәндері немесе ұлттық деректер. Стандартты емес отын үшін – отын құрамындағы көміртегі мөлшерін өлшеу.	СО2 тонна/ тераджоули	өлшенетін/ бағаланатын	Жылына 1 рет	Электронды	de minimis санатына жатады және маңызды болмағандықтан ПГ шығындыларын есептеу кезінде ескерілмейді
15		у жылына і өндіріс алаңында газды жағу кезіндегі p типтес сұйық отынды тұтыну.	Кәсіпорынның бастапқы есеп беру құжаттарының деректері, мысалы, отынның материалды балансы ("Мұнай мен газ өндіру цехы бойынша материалдық есеп беру (дизельді отын қозғалысы))"	литр	бағаланатын	Жылына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
16		Жану кезінде у жылы р типтес сұйық отынның жылу шығару қабілеттігі. Егер жылу генераторларында қолданылған отын болса, онда параметріне балама болады.	Отынның типіне сәйкес КӨҮСТ2006 консервативті (жоғарғы шегі бойынша) деректер	мегаджоуль/килограмм	бағаланатын	Жылына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
17		у жылындағы р сұйық отынының шығарындыларыныңкоэффициенті. Егер жылу генераторларында қолданылған отын болса, онда параметріне балама болады.	Отынның типіне сәйкес КӨҮСТ2006 консервативті (жоғарғы шегі бойынша) деректер	СО2 тонна /мегаджоуль	бағаланатын	Жылына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
18		р сұйық отынының тығыздығы	Сұйық отының паспорты	килограмм/ текше метр	бағаланатын	Жылына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
19		Н қондырғысындағы і кен орнында j типтес (ілеспе мұнай газы мен жанғыш газды қосқанда) тұтынылған газ мөлшері	Есеп құралы болғанда – тура өлшемдер. Әдеттегіше, құралдар мынадай жағдайда болмайды – Н қондырғысы шығынының нормативтік паспорттық көрсеткіштері болмаса.	стандартты текше метр	бағаланатын	Жылына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
20		у жылына дизельді отынды автокөліктің тұтынуы	Материалдық және/немесе баланстық есеп беру құжаттарынан алынған деректер	тонна	өлшенетін	Жылына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
21		у жылы үшін дизельді отынның жылу шығару қабілеттігі	Стандартты отын үшін КӨҮСТ2006 деректері немесе ұлттық балама деректері	мегаджоуль/килограмм	бағаланатын	Жылына 1 рет	Электронды
26		СН4 жаһандық жылыну коэффициенті	Кодекстің 282-бабының 3-тармағына сәйкес айқындалады	СО2 тонна/ СН4 тонна	бағаланатын	Жылына 1 рет	Электронды
27		i өндіріс алаңындағы с сепарация сатысында (бөлінудің соңғы сатысында) газ факторының жиынтығы	Технологиялық қондырғының сақтандырғыш қақпақшалары жабық кезінде газды тікелей өлшеу деректері өндірістік алаңдағы технологиялық қондырғылары бойынша қалыпты жағдайға келтірген	ілеспе мұнай газының стандартты текше метрлері/ өндірілген мұнай ресурстарының тоннасы	өлшенетін	2 сағат ішінде айына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды	i өндіріс алаңында сепарацияның әрбір сатысында газ факторы мәнінің жиынтығы болып табылады
28		i өндіріс алаңында алынған мұнай ресурстарының мөлшері	(ТӨҚ) Топтық өлшеу қондырғысының өлшемі	тонна	өлшенетін	Үздіксіз, 1 ай ішіндегі мәліметтер, кәсіпорынның есеп беру нысаны (19-нысан)	Қағаз нұсқада және электронды	Өндіріс алаңында орналастырылған барлық пайдаланылатын ұңғымалардан мұнай ресурстары сан мәндерінің сомасы болып табылады
29		у жылындаi өндірістін алаңындағы мұнай өнімдері ұңғымаларын суландыру	Аталған кен орнын әзірлеуді реттейтін соңғы бекітілген жобалық құжаттың деректеріне сәйкес	пайыз	өлшенетін	Айына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
30		Жылыту пештерінен шыққан мұнай ұңғымалары өнімдерінің минималды температурасы	Пеш жұмысының технологиялық регламентінен алынған деректер	градус	бағаланатын	Айына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
31		Жылыту пештерінекірген мұнай ұңғымалары өнімдерінің максималды температурасы	Пеш жұмысының технологиялық регламентінен алынған деректер	градус	бағаланатын	Айына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
32		Жылыту пештерінен шыққан тауар алды мұнай температурасы	Пеш жұмысының технологиялық регламентінен алынған деректер	градус	бағаланатын	Айына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
33		Жылыту пештеріне салынар алдындағы тауар алды мұнайдың температурасы	Пеш жұмысының технологиялық регламентінен алынған деректер	градус	бағаланатын	Айына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
34		Жылыту пешінен шыққан су қабатының температурасы	Пеш жұмысының технологиялық регламентінен алынған деректер.	градус	бағаланатын	Жылына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
35		Жылыту пештеріне салынар алдындағы су қабатының температурасы	Пеш жұмысының технологиялық регламентінен алынған деректер.	градус	бағаланатын	Жылына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
36		КПД пештердің жұмысы	Пеш жұмысының технологиялық регламентінен алынған деректер.	пайыз	бағаланатын	Айына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
37		Өндіріс алаңында қыс мезгілінде ППД-ға жылытуға келетін судың мөлшері	1. Шығын өлшеу құралының деректері (m). 2. Шығын өлшеу құралы болмаған жағдайда, ұңғыманың технологиялық жұмыс тәртібімен алынған мұнайдың бір тәуліктік шығыны және су жылытатын пештердің жұмыс уақыты есептеледі (е)	тонна	бағаланатын/өлшенетін	Жылына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
38		Өндіріс алаңындағы судың орташа тәуліктік дебиті	"Кен орындары бойынша механикаландырылған ұңғыма қорының технологиялық жұмыс уақыты" стандартының деректері	тонна/ тәулік	бағаланатын	Айына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
39		Өндірістік алаңдағы су қабатын жылыту пештері жұмысының сағат саны	Технологиялық қондырғы операторларының журналы	тәулік	өлшенетін	Айына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
40		n өндіріс алаңында қазандыққа(қазан)ілеспе мұнай газын тұтыну	Газдық есептегіш көрсеткіштері	стандартты текше метр	өлшенетін	Үздіксіз, айына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
41		Ілеспе мұнай газының жылу шығару қабілеттілігі	Белгілі компоненттік құрам бойынша есептеу негізінде алынған деректер	мегаджоуль/ килограмм (мегаджоуль/тонна)	өлшенетін/ есептеу	Цех тапсырысы бойынша жылына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
42		Ілеспе мұнай газының технологиялық шығындарының нормативі	Кәсіпорынның басқарушы құжаттарының деректері	стандартты текше метр	бағаланатын	Мониторинг басында 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
43		ГДҚ баратын ілеспе мұнай газының мөлшері	Шығынды өлшеу құралдарының деректері	стандартты текше метр	өлшенетін	Үздіксіз, айына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
44		у жылындаi өндіріс алаңындағы пайдаланылатын ілеспе мұнай газының мөлшері	Опция 1: Өлшеу құралы болған жағдайда – шығын өлшегіштің деректері алынады. Опция 2: Өлшеу құрылғысы болмаған жағдайда – газдың балансы бойынша есептеу деректері алынады.	стандартты текше метр	бағаланатын/өлшенетін	Опция 1: Үздіксіз, айына 1 рет Опция 2: Жылына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
44	OF	Тотығу коэффициенті	OF–1 жылу генераторларындағы ілеспе мұнай газын жандыру үшін; OF–0,95 алауда жандыру үшін (алаудың куәліктегі деректері бойынша нақтылау).	-	бағаланатын	Мониторинг басында 1 рет	Электронды
45	n	Есептік кезеңде іске қосылып тұрған мұнайгаз өндіруші ұңғымалар (у жылына) саны	Нормативтік құжаттар, мысалы, мұнай кен орындарын әзірлеу жобасы	-	бағаланатын	Үздіксіз, есептік кезеңде 1 рет мәлімет беріледі (1 жылда)	Электронды және қағаз нұсқада	Мұнай ұңғымаларының саны үздіксіз мониторингке жатады, өйткені есептік кезең ішінде де, бір есептік кезеңнен екіншіге өзгеруі мүмкін (жылдан жылға)

Қазақстан Республикасы
Экология және табиғи
ресурстар министрі
2023 жылғы 17 қаңтардағы
№ 9 Бұйрығына
4 қосымша

Шойын, болат, күйдіргіштер және шекемтас өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Шойын, болат, агломерат және түйіршіктер өндірісінен парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) Қазақстан Республикасы Экология кодексінің (бұдан әрі – Кодекс) 294-бабының 3-тармағына сәйкес әзірленді және темір, болат, агломерат және түйіршіктер өндірісінен парниктік газдар шығарындыларын есептеуге арналған.

Пештерде отынды жағудан (химиялық реакциялар жүргізу және пайдалы компоненттерді алу мақсатында шикізатты пештерде жоғары температурада өңдеу) өндірістік процестер парниктік газдар шығарындыларын есептеудің халықаралық әдістеріне сәйкес есептеледі.

Ескерту. 1-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

2. Әдістемеде мынадай терминдер мен анықтамалар пайдаланылады:

1) агломерат (күйдіргіш) – құрамында шамалы ұсақ-түйекпен кесектерде жентектелген ұсақ кен;

2) домна газы – шойынды домна пештерінде балқыту кезінде түзілетін газ түрі және көміртегінің толық жанбауын білдіретін өнім;

3) жиынды – жарамды металл алу мақсатымен қайта балқытуға арналған металл, металл сынығы және өндірістің металл қалдықтары;

4) кальцийлендіру – металдарды ауаға қол жеткізу кезінде олардан ұшпа заттарды жою үшін оларды қыздыра отырып, тотықтарға айналдыру;

5) конвертор газы – шойынды оттекті-конверторлы процесінде болатқа қайта өңдеу кезінде алынатын көміртекқұрамды газдардан шығатын қоспа;

6) қондырғы операторы – меншігінде немесе өзгедей заңды пайдалануында қондырғысы бар жеке немесе заңды тұлға;

7) темір кендері – құрамында темір және оның қосылыстары бар табиғи минералды түзілімдер, бұл түзілімдерден темірді өнеркәсіптік алу орынды болады.

8) флюсті материалдар – балқыту температурасын төмендету және металды бос түрлерден едәуір жеңіл бөліп алу мақсатында одан металдарды балқыту кезінде кенге қосатын органикалық емес өнімдер түрі;

9) шекемтастар – сфералық формадағы темірді металлургиялық өндірудің жартылай дайын өнімі және құрамында темір бар кендерді байыту және кейіннен түйіршектеу мен күйдіру өнімі;

10) электрдоғалы пеш (бұдан әрі – ЭДП) – металды балқыту электр доғасынан бөлінетін жылу есебінен жүргізілетін аспап.

2-тарау. Шойын, болат және агломераттар өндіру жөніндегі СО2 шығарындыларын есептеу

4. Шойын мен болат өндірісі кезінде мынадай негізгі процестерді бөледі:

1) кокс өнідісі;

2) агломерат өндірісі;

3) болат өндірісі;

4) шойын өндірісі;

5) флюсті (әктас және доломит) пайдалану.

5. Парниктік газдардың шығарындылары әрбір үрдіс бойынша есептеледі. СО2 шығарындылары үшін қондырғы операторы келесі деректерді пайдаланады:

- есептік кезеңдегі қондырғының нақты деректері бойынша отынның шығынын;

- талдау нәтижелері бойынша жағылатын отынның жұмыс массасына келетін көміртегінің құрамын қабылдайды.

Қондырғы операторы отын жабдықтаушы ұсынған отындағы көміртегінің құрамы туралы деректерді пайдаланады немесе аккредиттелген жеке зертханасының нәтижелері бойынша немесе Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес осындай талдау жүргізу үшін аккредиттелген сырттағы ұйымның аккредиттелген зертханасын тарта отырып отынның жұмыс массасына келетін көміртегінің құрамына талдау жүргізеді.

Тоннадан басқа өлшем бірліктері болған кезде орнату операторы өлшемдерді сәйкестендіру үшін осы өлшем бірліктерін тоннаға аударады.

6. Кокс өндірісінен болған СО2 шығарындылары кокс пештеріндегі жанғыш газ қоспаларын жағумен негізделеді.

Көрсеткіш:

Кокс өндірісінен болған СО2 шығарындыларын:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

ECO2, coke = [CCˣCCC + Sa (PMa,coke ˣ Ca,coke) + BFGinput ˣ CBFG – CO ˣ CCO – COGout ˣ COGCOG –SbCOBb ˣ Cb – Rcoke ˣ CR,coke] ˣ 44/12,

(1),

мұндағы:

ECO2, coke – кокс өндірісінен болған СО2 шығарындылары, СО2 тонна;

CC – кокстеуге берілген кокстық көмірдің көлемі, тонна;

CCC – кокстелетін көмірдегі көміртегінің құрамы, бірліктердің үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген жеке өндірістік немесе тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

PMa,coke – кокс өндірісі үшін бөлек ескерілген және тұтынылған материалдардан өзге басқа "а" технологиялық материал саны, тонна;

Ca,coke – "а" типті технологиялық материалдағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі;

BFGinput – кокстық пештерде жағылған домен газының мөлшері, тонна;

CBFG – домен газындағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген жеке өндірістік немесе тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

CO – өндірілген кокстың көлемі, тонна;

CCO – кокстағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген өзінің өндірістік немесе тәуелсіз зертханасының зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

COGout – өндіріс орнынан тасмалданған кокстық пештердегі газдың мөлшері, тонна;

COGCOG – кокстық газдағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген өзінің өндірістік немесе тәуелсіз зертханасының зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

COBb – өндіріс орнынан басқа қондырғыға ауыстырылған кокстық пештің "b" қосалқы өнімінің саны, тонна;

Cb – "b" типті қосалқы өнімдегі көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген өзінің өндірістік немесе тәуелсіз зертханасының зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

Rcoke– кокс өндірісінің газ тазалау қондырғыларында тұтылатын шламдар мен шаңдардың мөлшері, тонна;

CR,coke – кокс өндірісіндегі шлам пен шаңдардағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген өзінің өндірістік немесе тәуелсіз зертханасының зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

Агломерат өндірісінен болған СО2 шығарындылары кокспен кен концентратын біріктіру кезінде пайда болады.

7. Көрсеткіш:

Агломерат өндірісінен болған СО2 шығарындыларын:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

ECO2, sinter = [FE ˣ CFE +CBR ˣ CCBR + COGsinter input ˣ CCOG + BFGsinter input ˣ Cinter BFG + Sa (PMsinter a ˣ Csinter a )– SOGout ˣ CSOG] ˣ 44/12,

(2),

мұндағы:

ECO2, sinter – агломерат өндірісінен болған СО2 шығарындылары, СО2 тонна;

FE – агломерат өндірісі үшін шикізат (кен) саны, тонна. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген өзінің өндірістік немесе тәуелсіз зертханасының зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

CFE – кендегі көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі.

Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген өзінің өндірістік немесе тәуелсіз зертханасының зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

CBR – агломерат өндірісі үшін сатып алынған және орнында өндірілген кокстық ұсақтардың саны, тонна.

CCBR – кокстық ұсақтардағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі.

COGsinter input – агломерат өндірісі кезінде тұтынылған кокстық пештегі газдың мөлшері, тонна;

CCOG – кокстық газдағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген өзінің өндірістік немесе тәуелсіз зертханасының зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

BFGsinter input – агломерат өндірісі үшін жағылған домен газының мөлшері, тонна;

Cinter BFG – домен газындағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген өзінің өндірістік немесе тәуелсіз зертханасының зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

PMsinter a – агломерат өндірісі үшін бөлек ескерілген және тұтынылған материалдардан өзге және жеке компоненттер түрінде тізбектелген басқа "а" технологиялық материалдың саны, тонна;

Csinter a – "а" типті технологиялық материалдағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген өзінің өндірістік немесе тәуелсіз зертханасының зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

SOGout – басқа қондырғыға тасмалданған, агломерат өндірісінен шығарылған газдың мөлшері, тонна;

CSOG – агломерат өндірісінен шығарылған газдағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген өзінің өндірістік немесе тәуелсіз зертханасының зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

8. Агломерат өндірісі кезінде пеште қыздырылған кезде құрамында көміртегі бар материалдар ұшпа заттар шығарады, соның ішінде метан (CH4).

Көрсеткіш:

Агломерациялық өндірістен шығатын CH4 шығарындыларын:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

ECH4, sinter = S × Ex, sinter ,

(3),

мұндағы:

ECH4, sinter – агломерат өндірісінен СН4 шығарындыларын, CH4 тонна;

S – өндірілген агломерат мөлшері, тонна;

Eх, sinter – осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес шығарындыларын коэффициенті, кг СН4 / өндірілген агломератың тонна.

СН4 шығарындыларын СО2 тонна-эквивалентпен есептеу кезінде Кодекстің 282-бабының 3-тармағына сәйкес жаһандық жылыну әлеуеттері қолданылады.

9. Болат өнеркәсібіндегі ең көп CO₂ шығарындылары шойын өндірісінен келеді. Энергетика секторындағы отын шығынындағы көміртекті есепке алу кезінде кокс немесе басқа тотықсыздандырғыштарды тұтынудан түсетін көміртек есепке алынбайды. Шойында ұсталатын көміртектің аздаған мөлшерін қоспағанда, кокс пен флюстердегі барлық көміртегі жану және күйдіру өнімі ретінде шығарылады.

Көрсеткіш: темір өндірісінен СО₂ шығарындылары

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

E_CO2, _BF= [(ORE × C_ORE)+S(CAR_BF × C_CAR,_BF)+ S (FL_BF× C_FL,_BF)+ S (OT× C_OT) – (I_OUT × C_I,_out) – (NM× C_NM ) - (BFG_out × C_BFG,_out) – (R_BF × C_R,_BF)] × 44/12, (4),

мұнда:

E _CO2, _BF – темір өндірісінен CO₂ шығарындылары , тонна CO₂ ;

ORE – жеткізілетін кен мөлшері (кен, түйіршіктер, агломерат), тонна;

C_ORE – кендегі көміртегі мөлшері, бірлік фракциялары. Көрсеткіш өз өндірісінің немесе Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулерінің нәтижелері бойынша айқындалады.

S - қосынды (математикалық белгі);

CAR_BF – көміртекті технологиялық материалдардың мөлшері, тонна. Домна пешіне берілген көрсеткіш осы Кодекстің 186-бабы 8-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының сәйкестікті растау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген өз өндірісінің немесе тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулерінің нәтижелері бойынша анықталады.

C_CAR, _BF - осы Әдістеменің қосымшасының 1-кестесіне сәйкес көміртегі бар технологиялық материалдардағы көміртегі мөлшері, бірліктердің үлестері;

FL_BF – домна пешіне тиелген флюс материалдарының мөлшер, тонна;

C_FL,_BF – осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес флюс материалдарындағы көміртегі мөлшері, бірліктердің үлестері;

ОТ – пешке тиелген басқа материалдардың мөлшері, тонна;

С_ОТ – басқа материалдардағы көміртегі мөлшері, бірлік фракциялары. Көрсеткіш жеке өндірістік немесе Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулерінің нәтижелері бойынша айқындалады.

I_OUT – балқытылған шойын мөлшері, тонна;

C_I,_out – осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес өндірілген шойындағы көміртегі мөлшері , бірлік үлестері;

НМ – өндірілген металл емес өнімнің мөлшері, тонна;

C_NM - өндірілген металл емес өнімдегі көміртегі мөлшері, бірлік үлестер;

BFG_out – жұмыс аймағынан өндірілген және шығарылған домна газының мөлшері, тонна;

C_BFG,_out – өндірілетін домна газындағы көміртегі мөлшері, бірлік фракциялары. Көрсеткіш жеке өндірістік немесе Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулерінің нәтижелері бойынша айқындалады.

R_BF – домна цехының газ тазарту қондырғылары ұстайтын шаң мөлшері, тонна;

C_R,_BF - домна цехының шаңындағы көміртегі мөлшері, агрегаттардың фракциялары. Көрсеткіш жеке өндірістік немесе Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулерінің нәтижелері бойынша айқындалады.

Ескерту. 9-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

10. Көрсеткіш: Оттекті-конверторлық әдіспен болат өндірісінен болған СО2 шығарындылары тақта тастарды жағу кезіндегі СО2 шығарындылары:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

ECO2, BDF = [(IBDF input ˣ CBDF input)+ (SCBDF ˣ CSC,BDF)+ (FLBDF ˣ CFL,BDF)+ (CARBDF ˣ CCAR, BDF) – (STBDF ˣ CST,BDF) – (SLBDF ˣ CSL,BDF) – (BOGout ˣ CBDG,out) – (RBDF ˣ CR,BDF)] ˣ 44/12,

(5),

мұндағы:

ECO2, BDF – оттекті-конверторда болат өндірісінен болған СО2 шығарындылары, СО2 тоннасы;

IBDFinput – конверторлы пешке салынған шойынның мөлшері, тонна;

CBDFinput – конверторлы пешке салынған шойындағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген өзінің өндірістік немесе тәуелсіз зертханасының зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

SCBDF – конверторға салынғантемір сынығының мөлшері, тонна;

CSC,BDF – оттекті конверторға салынған темір сынығындағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген өзінің өндірістік немесе тәуелсіз зертханасының зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

FLBDF – оттекті конверторға салынған флюстік материалдардың мөлшері, тонна;

CFL,BDF – осы Әдістемеге 1-қосымшаға сәйкес оттекті конвертордың флюстік материалдарындағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі;

CARBDF – конверторлық пешке салынған құрамында көміртегі бар технологиялық материалдардың саны, тонна;

CCAR,BDF – осы Әдістемеге 1-қосымшаға сәйкес конверторлық пештің құрамында көміртегі бар технологиялық материалдарындағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі;

STBDF – конверторлық әдіспен балқытылған болаттың мөлшері, тонна;

CST,BDF – осы Әдістемеге 1-қосымшаға сәйкес конверторлық балқытылған болаттағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі.

SLBDF – конверторлық пештен алынған шлактың мөлшері, тонна;

CSL,BDF – конверторлық пештен алынған шлактағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген өзінің өндірістік немесе тәуелсіз зертханасының зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

BOGou – пештен алыстатылған және басқа шектерге бағытталған конверторлық газдың мөлшері, тонна;

CBDG,out – конверторлық газдағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген өзінің өндірістік немесе тәуелсіз зертханасының зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

RBDF – конверторлық цехтың газтазарту қондырғылары ұстап қалатын шлак пен шаңның мөлшері, тонна;

CR,BDF – конверторлық цехтағы шлак пен шаңның құрамындағы көміртегі, бірліктер үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген өзінің өндірістік немесе тәуелсіз зертханасының зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

11. Көрсеткіш: Болатты электрдоғалы әдіспен өндіруден болған СО2 шығарындылары:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

ECO2, EAF = [(IEAFinput × CEAFinput)+ (SCEAF × CSC,EAF)+ (FLEAF× CFL,EAF)+ (ELEAF× CEL,EAF) + (CAREAF× CCAR, EAF) – (STEAF × CST,EAF) – (SLEAF × CSL,EAF) – (REAF× CR,EAF)] × 44/12,

(6),

мұндағы:

ECO2, EAF – электрдоғалы пеште болат өндірісінен болған СО2 шығарындылары (бұдан әрі – ЭДП), СО2 тоннасы;

IEAFinput – ЭДП-ке салынған шойынның мөлшері, тонна;

CEAFinput – ЭДП-ке салынған шойындағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген өзінің өндірістік немесе тәуелсіз зертханасының зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

SCEAF – ЭДП-ке салынған темір сынығының мөлшері (лом), тонна;

CSC,EAF – ЭДП-ке салынған темір сынығындағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген өзінің өндірістік немесе тәуелсіз зертханасының зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

FLEAF – ЭДП-ке салынған флюстік материалдардың (әктас, доломит, магнезит) саны, тонна;

CFL,EAF – осы Әдістемеге 1-қосымшаға сәйкес флюстік материалдардағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі;

ELEAF – ЭДП-те пайдаланатын электродтардың саны, тонна;

CEL,EAF –ЭДП электродтарындағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі;

CAREAF – ЭДП-ке берілген құрамында көміртегі бар технологиялық материалдардың саны, тонна;

CCAR, EAF – осы Әдістемеге 2-қосымшаға сәйкес ЭДП-тің құрамында көміртегі бар технологиялық материалдарындағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі;

STEAF – ЭДП-те балқытылған болаттың мөлшері, тонна;

CST,EAF – ЭДП-те балқытылған болаттағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі;

SLEAF – ЭДП-тен алынған шлактың мөлшері, тонна;

CSL,EAF – ЭДП-тен алынған шлактағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі;

REAF – электрдоғалы өндірістің газтазарту қондырғылары ұстап қалатын шлак пен шаңның көлемі, тонна;

CR,EAF – электрдоғалы өндірістегі шлак пен шаңдағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі.

12. Көрсеткіш: Құрамында көміртегі бар материалдардың химиялық реакцияларындағы көміртек тотығуы кезінде әктас (әрі қарай ағын) мен доломитті (бұдан әрі – ағын) қолданудан шығатын CO2 шығарындылары:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

EСО2= ∑ni=1 (Мi× ЕFi× Fi) ,

(7),

мұндағы:

EСО2 – карбонаттарды пайдаланумен басқа процестерден СО2 шығарындылары, тонна;

Мi – тұтынылған "i" карбонатының массасы, тонна. Көрсеткішті Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының Техникалық реттеу және метрология саласындағы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген өзінің өндірістік немесе тәуелсіз зертханасының нәтижелері бойынша алынған ылғал мен қоспалар (тиісті деректер болған кезде) шегеріле отырып, нақты деректер бойынша қондырғы операторы қабылдайды;

ЕFi – "i" карбонаты үшін шығарындылар коэффициенті, осы Әдістемеге қосымшаның 2-кестесіне сәйкес СО2 тонна/карбонат тонна.

Карбонат үшін шығарындылар коэффициенттері мәнінің сипаттамаларына тиісті талдаулар болмаған жағдайда коэффициенттер осы Әдістемеге қосымшаның 3-кестесіне сәйкес қабылданады немесе қажетті деректер болмаған кезде СО2 молекулалық массасының карбонаттың молекулалық салмағына стехиометриялық қатынасы ретінде есептеледі.

Fi – "i" карбонаты үшін қол жеткізілген кальцийлеу дәрежесі, бөлшек. Белгілі бір карбонаттың кальцийлену дәрежесі туралы ақпарат болмаған жағдайда, кальцийлену дәрежесі 1,00-ге тең болады;

"i" – пайдаланылатын карбонаттардың бірі.

Еm – СО2 флюсті қолданудан СО2 жылдық шығарындылары, СО2 тонна;

Т – жыл ішіндегі флюс шығыны, тонна;

F1 – флюс үшін СО2 шығарындыларының коэффициенті, CO2 тонна/терраджоуль.

13. Осы Әдістемеге енгізілмеген өндірістік процестер болған кезде қондырғы операторы парниктік газдар шығарындыларын есептеу бойынша халықаралық әдістемелерді пайдаланады.

3-тарау. Шекемтастар өндірісінен болған СО2 шығарындыларын есептеу

14. Шекемтастар агломератпен қатар шойын алу үшін домна пеші өндірісінде құрамында темір бар шихтаның негізгі құрамдас бөлігі болып табылады, олар құрамында темір бар шикізатты (шаң тәрізді кендер мен қоспаларды) өте жоғары температурада өңдеу арқылы алады. Өндіріске шикізатты ұнтақтау, кептіру, түйіршіктеу және термиялық өңдеу кіреді. Табиғи газ немесе көмір шекемтас фабрикаларында отын ретінде пайдаланылады.

15. Парниктік газдар шығарындылары әрбір процесс бойынша есептеледі. СО2 шығарындысын есептеу үшін қондырғы операторы мынадай деректерді пайдаланады:

- есепті кезеңдегі қондырғының нақты деректері бойынша отын шығыны;

- талдау нәтижелері бойынша жағылатын отынның жұмыс салмағына көміртегі құрамы.

Тоннадан басқа өлшем бірліктерімен орнату операторы өлшемдерді сәйкестендіру үшін осы өлшем бірліктерін тоннаға аударады. Кокс ұсақ-түйегі болмаған кезде көрсеткіш нөлге тең деп қабылданады.

16. Көрсеткіш: шекемтастар өндірісінен болған СО2 шығарындылары:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жыл сайын, есепті кезеңнен кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

1) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

ECO2, pellet = [ТГ шекемт.× CТГ+КМ шекемт. × CКМ+ Sa (PMpellet a × Cpelleta) – SOGout × CSOG ] × 44/12, (1),

мұндағы:

ECO2, pellet – шекемтастар өндірісінен болған СО2 шығарындылары, СО2 тонна;

ПГшекемт. – шекемтастар өндірісі үшін табиғы газ мөлшері, ГДж;

CПГ – табиғи газдағы көміртектің құрамы (зертханалық өлшеулердің деректері), бірліктер үлесі.

Қондырғы операторы отын жабдықтаушы ұсынған отындағы көміртегі құрамы туралы деректерді пайдаланады немесе аккредиттелген жеке өндірістік зертханасының нәтижелері бойынша немесе Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен тәуелсіз зертханасын тарта отырып, отынның жұмыс массасына келетін көміртегінің құрамына талдау жүргізеді.

КМшекемт -түйіршіктерді өндіру үшін жұмсалған Кокс ұсақ-түйегінің мөлшері, Кокс ұсақ-түйегі болмаған кезде көрсеткіш нөлге, ГДж-ға тең деп қабылданады;.

CКМ – Кокс ұсақ заттарындағы көміртектің құрамы (зертханалық өлшеулер деректері), бірліктер үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес жеке өндірістік зертханасында немесе сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханада зертханалық зерттеулер бойынша айқындалады. Кокс желі болмаған жағдайда көрсеткіш нөлге тең деп қабылданады.

PMpelleta – шекемтастарды өндіру үшін жұмсалған және жекелеген компоненттер түрінде аударылған басқа "а" технологиялық материалдың мөлшері, тонна;

Cpelleta – "а" типті технологиялық материалдағы көміртектің құрамы, бірліктер үлесі.

Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес жеке өндірістік зертханасында немесе сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханада зертханалық зерттеулер бойынша айқындалады.

SOGout – басқа қондырғыға тасымалданған шекемтастар өндірісінен болған шығарылған газдар мөлшері, ГДж;

CSOG – шекемтастар өндірісінен болған шығарылған газдағы көміртектің құрамы, бірліктер үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес жеке өндірістік зертханасында немесе сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханада зертханалық зерттеулер бойынша айқындалады.

Өлшем бірлігінде-тонна, дөңгелектеу үтірден кейін үш цифрға дейін жүргізіледі.

17. Шекемтастар өндірісінен болған СО2 шығарындыларын есептеу үшін көміртегі құрамы және барлық технологиялық материалдар үшін өнімнің/тұтынудың жаппай шығыстары туралы, сондай-ақ өндіріс орнынан тасымалдау туралы деректер пайдаланылады.

18. Көрсетілген параметрлер болмаған кезде орнату операторы осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес мәндерді не ақпарат көзінің сілтемесі көрсетілген анықтамалық ақпаратты пайдаланады.

18-1. Көрсетілген параметрлер болмаған жағдайда түйіршіктер өндірісінен зауыт операторы жанғыш газдарды жағу кезіндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесін пайдаланады.

19. Осы Әдістемеге енгізілмеген өндірістік процестер болған кезде квоталау субъектісі парниктік газдар шығарындыларын есептеу бойынша халықаралық әдістемелерді пайдаланады.

Шойын, болат, күйдіргіштер және шекемтас өндіру жөніндегі
парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесіне
қосымша

1-кесте

Кокс, шойын және болат өндірісі үшін стандартты CH4 шығарындыларының коэффициенттері

Процесс	Шығарындылар коэффициенті	Көзі
Кокс өндірісі	Кокс өнімінің тоннасына 0,1 г	Кокс өндірісі: Integrated Pollution Prevention and Control (IPPC) Best Available Techniques Reference Document on the Production of Iron and Steel, European IPPC Bureau, декабрь 2001года, таблица 6.2-3, стр. 122. http://eippcb.jrc.es/pages/FActivities.htm
Агломерат өндірісі	Агломерат өнімінің тоннасына 0,07 кг	EMEP/CORINAIR Emission Inventory Guidebook (EEA, 2005). Түйіспелі процестер: агломерат және шекемтас зауыттары өртеуді қоспағанда 030301) 8.2 A кестесі (коэффициенттер газ тәрізді заттарға арналған шығарындылар)
Ескерту: Бұл бөлімде агломерат немесе темір өндірісінен СН4 шығарындыларын бағалау үшін әдепкі 1 деңгей әдісі және зауыт деңгейіндегі 3 деңгей әдісі сипатталған; екі әдіс де СО2 шығарындыларын бағалау үшін қолданылатындарға ұқсас. 2 деңгей әдісі жоқ. Кокс ұнтағымен жұмыс істейтін агломерат зауыттары үшін шығарындылар коэффициенті МДж – ға 50 мг СН4-ке тең, ал коксты тұтыну бір тонна агломератқа 38-ден 55 кг-ға дейін. Бұл агломераттың тоннасына 0,07 кг СН4 шығарындыларының орташа коэффициентіне сәйкес келеді, әдепкі мәні 28,2 Дж/г Дж Кокс.

2-кесте

Құрамында көміртегі бар технологиялық материалдардағы көміртегі мөлшері

Технологиялық материалдар	Көміртегі мөлшері, тонна көміртек / тонна
Кокс шламы	0,2239
Колошник шаңы	0,204
Көмір шайыры	0,91
Бензол	0,92
Көбелек	0,94
Әктас	0,12
Доломит	0,13
Шойын	0,04
Шойын сынықтары	0,04
Болат	0,01
Темір сынықтары	0,01

3-кесте

Карбонаттардың негізгі түрлері үшін көмірқышқыл газының молекулалық салмағы және мөлшері

Карбонат	Минералдың атауы	Молекулалық салмақ	Шығарындылар коэффициенті (СО2 тоннасы/ карбонат тоннасына)*
СаСО3	Кальцит** немесе арагонит	100,0869	0,43971
MgCO3	Магнезит	84,3139	0,52197
CaMg(CO3)	Доломит1	184,4008	0,47732
FeCO3	Сидерит	115,8539	0,37987
Ca(Fe,Mg,Mn)(CO3)2	Анкерит***	185,0225-215,6160	0,40822-0,47572
MnCO3	Родохрозит	114,9470	0,38286
Na2CO3	Натрий карбонаты немесе кальцийленген сода	106,0685	0,41492

Ескертпелер: Дереккөз: 1) CRC Handbook of Chemistry and Physics (2004);

2) КӨҮСТ БҚ, 2006 ж. 3-том, 2-тарау.

*100% кальцийленген жағдайда, атмосфераға бөлінген СО2 үлесі, яғни кальцийленген 1 тонна кальцит 0,43971 тонна СО2 береді.

**Кальцит – әктас құрамындағы негізгі минерал. Жоғары магнезиялы әктас немесе доломитті әктас сияқты терминдер әдетте қолданылатын CaCO3 әктас формуласындағы Cа-ды Mg-ге алмастырудың салыстырмалы түрде аз мөлшерін білдіреді.

***Анкерит үшін көрсетілген молекулалық салмақ интервалы Fe, Mg және Mn-нің кем дегенде 1,0 % болуын болжайды.

Қазақстан Республикасы
Экология және табиғи
ресурстар министрі
2023 жылғы 17 қаңтардағы
№ 9 Бұйрығына
5 қосымша

Цемент және әк өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Цемент және әк өндіру кезіндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) Қазақстан Республикасы Экология кодексінің (бұдан әрі – Кодекс) 294-бабының 3-тармағына сәйкес әзірленген және цемент пен әк өндірісінен парниктік газдар шығарындыларын есептеуге арналған.

Пештерде отынды жағудың өндірістік процестері (химиялық реакцияларды жүргізу және пайдалы компоненттерді алу мақсатында пештерде шикізатты жоғары температурада өңдеу) парниктік газдар шығарындыларын есептеудің халықаралық әдістеріне сәйкес есептеледі.

2. Осы әдістемеде мынадай терминдер мен ұғымдар пайдаланылады:

1) әк – әктасты кальцийлеу нәтижесінде жоғары температурада алынатын өнім. Әк өндірісі тік шахталы пештерде немесе көмірді, мұнай өнімдерін немесе табиғи газды жағатын айналмалы пештерде жүреді

2) кальцийлендіру (кальцийлеп күйдіру) – ұшпа қоспаларды кетіру немесе тотығу және сынғыштық беру мақсатында (ұсақтауды жеңілдету үшін) жоғары температураға дейін қыздыру арқылы (балқу нүктесіне жетпей) затқа жаңа қасиеттер беру;

3) карбонатты шикізат – әктастар, доломиттер, мәрмәрлар, мергельдер, сазды әктастар, доломиттер, бор, магнезит және т. б., сондай-ақ жасанды құрылыс материалдарын өндіруге арналған шикізат;

4) квоталау субъектісі – меншігінде немесе өзгедей заңды пайдалануында қондырғысы бар жеке немесе заңды тұлға;

5) клинкер – цемент өндіру кезінде түзілетін және негізінен силикаттар және/немесе кальций алюминатын қамтитын өнім;

6) көміртексіздендіру – темір мен болат өндіру процесінде көміртектен босату;

7) минералды қоспалар – бұл цементтің сипаттамаларын жақсарту үшін пайдаланылатын, гидравликалық қасиеттерге ие органикалық емес табиғи және жасанды материалдар;

8) титрлеу – зерттелетін заттың салмағы немесе санын анықтау процесі;

9) шикізаттық материалдар – өндірісте әрі қарай өңдеуге арналған материалдар.

Осы Әдістемеде пайдаланылатын өзге терминдер мен анықтамалар Қазақстан Республикасының экологиялық заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. Парниктік газдар шығарындыларын есептеу үшін параметрлердің жинақтық, орташа және орта өлшенген мәндері алынады.

2-тарау. Квоталау субъектілері үшін цемент өндіру қондырғыларынан болған CO2 шығарындыларын есептеу

4. Көміртексіздендіру процесінен және пештегі шикізат материалдарының тотығуынан болған CO2 шығарындыларын толық бағалау үшін мынадай шығарындылар анықталады:

1) пеште шикізатты көміртексіздендіруден болған CO2 шығарындылары;

2) пешке қайтарылмайтын іріктеуден цемент шаңы құрамындағы шикізатты көміртексіздендіруден болған CO2 шығарындылары;

3) пешке қайтарылмайтын цемент шаңындағы және сүзгіштегі цемент шаңы құрамындағы шикізатты көміртексіздендіруден болған CO2 шығарындылары;

4) пештегі шикізат құрамындағы органикалық көміртегінің тотығуынан болған CO2 шығарындылары.

5. СО2 шығарындыларын есептеу кезінде клинкердің, шикізаттың барлық мөлшері, сондай-ақ заттардың құрамының үлестері құрғақ заттар үшін алынады.

6. Егер зауытта әртүрлі режимде жұмыс істейтін, клинкердің әртүрлі түрлерін өндіретін және әртүрлі шикізатта жұмыс істейтін бірнеше өндірістік желілер болса, квота субъектісі СО2 шығарындыларын әрбір топ және көздердің әрбір өндірістік желісі бойынша жеке есептейді. CO2 шығарындыларының алынған мәндері жинақталған.

7. Көрсеткіш: Шикізатты пеште көміртексіздендіруден болған СО2 шығарындылары:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

Ecalcin,RM,y = CLNKy × EFcli,y ,

(1),

мұндағы:

Ecalcin,RM,y – у кезеңінде клинкер өндірісі үшін пештегі шикізат материалдарының кальциленуінен болған СО2 шығарындылары, СО2 тонна-эквивалент;

CLNKy – у кезеңінде өндірілген клинкердің мөлшері, тонна;

EFcli,y – у кезеңінде клинкер өндірісі үшін кальциленуден болған СО2 шығарындыларының коэффициенті, СО2 тонна-эквивалент. Көрсеткіш осы Әдістеменің 14-тармағында көрсетілген формулаға сәйкес есептеледі.

Өлшем бірлігі тонна болса, дөңгелектеу үш үтірден кейін орындалады.

8. Көрсеткіш: Өндірілген клинкердің мөлшері:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

CLNKy = CEMy – MICy + CLNKstken,y – CLNKsrkbgn,y – CLNKpurchased,y + CLNKsold,y ,

(2),

мұндағы:

CLNKy – у кезеңінде өндірілген клинкердің мөлшері, тонна;

CEMy – у кезеңінде өндірілген цементтің мөлшері, тонна. Көрсеткіш осы Әдістеменің 10-тармағында көрсетілген формулаға сәйкес есептеледі.

MICy – y кезеңінде цемент өндірісі үшін қолданылған минералды қоспалардың мөлшері, тонна. Көрсеткіш осы Әдістеменің 10-тармағында көрсетілген формулаға сәйкес есептеледі.

CLNKstken,y – у кезеңінің аяғында сақтау қоймаларындағы клинкер қорының мөлшері, тонна;

CLNKsrkbgn,y – y кезеңінің басында сақтау қоймаларындағы клинкер қорының мөлшері, тонна;

CLNKpurchased,y – y кезеңінде сатып алынған клинкердің мөлшері, тонна;

CLNKsold,y – y кезеңінде шетке сатылған клинкердің мөлшері, тонна.

8-1. Өндірілген клинкер көлемі туралы деректер болса, зауыт операторлары өндірілген клинкер мөлшерін есептемейді.

Ескерту. 8-1-тармақпен толықтырылды – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.
9. Алып тасталды – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

10. Кезеңге өндірілген цемент көлемін есептеу кезінде квота субъектісі жыл басындағы және аяғындағы цементті өткізу деректерін пайдаланады.

Көрсеткіш: Цемент мөлшері:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

CEMy = SLSy – CEMstkend,y + CEMstkbgn,y ,

(4),

мұндағы:

CEMy – есепті кезең ішіндегі цемент мөлшері, тонна;

SLSy – y кезеңінде тұтынушыға берілген цементтің мөлшері, тонна;

CEMstkend,y – y кезеңінің аяғындағы цемент қорының мөлшері, тонна;

CEMstkbgn,y – y кезеңінің басындағы цемент қорының мөлшері, тонна.

Цементтің ішкі ауыстырылу кезінде квота субъектісі тұтынушыларға шығарылатын цемент мөлшерін ескереді және көрсетеді.

4) шығыс ақпаратты орналастыру орны: көрсеткіш Қазақстан Республикасы Кәсіпкерліккодексінің 28-бабының 9 тармағына сәйкес жарияланбайды.

10-1. Өндірілетін цемент көлемі туралы деректер болса, зауыт операторлары өндірілген цемент мөлшерін есептемейді.

Ескерту. 10-1-тармақпен толықтырылды – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

11. Клинкер өндірісі үшін кальцилендіруден болған СО2 шығарындыларының коэффициентін анықтау үшін қондырғы операторы аккредиттелген меншікті зертханасының нәтижелері бойынша немесе Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес осындай талдау жүргізу үшін аккредиттелген сырттағы ұйымның аккредиттелген зертханасын тарта отырып, алынған клинкердегі кальций және магний тотықтарының құрамы туралы деректерді алады. Сондай-ақ есептеу кезінде квота субъектісі клинкердегі кальций мен магний оксидтерінің карбонатты емес көздеріне түзетуді ескереді.

12. Клинкер өндірісі үшін күл мен қожды пайдаланған кезде шикізат құрамында магний мен кальций оксидтерінің карбонатты емес көздері болса немесе шикізат құрамында карбонатты емес кальций мен магний оксидтерінің табиғи құрамы болса, күйдіру кезінде СО2 эмиссиясының коэффициентіне тиісті түзету енгізіледі. осы Әдістеменің 14-тармағының формуласы бойынша есептелген клинкер өндірісі үшін.

13. Силикаттар түрінде пешке түсетін кальций мен магний клинкердегі кальций мен магнийдің карбонатсыз тотықтарының да көздері болып табылады. Мұндай жағдайда клинкер өндірісі үшін сондай-ақ кальцилендіруден болған СО2 шығарындыларының коэффициентіне түзету енгізіледі.

Көрсеткіш: Клинкер өндірісі үшін кальцилендіруден болған СО2 шығарындыларының коэффициенті:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

(5),

мұндағы:

EFcli,y – у кезеңінде клинкер өндірісі үшін кальцилендіруден болған СО2 шығарындыларының коэффициенті, СО2-эквивалент /тонна;

MWCO2 – көміртегі қостотығының молярлық салмағы, осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес, грамм/моль;

MWCaO – кальций тотығының молярлық салмағы, осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес, грамм/моль;

MWMgO – магний тотығының молярлық салмағы, осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес, грамм/моль;

fCaO, CLNK,y – у кезеңінде клинкердегі (орташа өлшеммен) кальций тотығы құрамының үлесі, бірліктер үлесі.

Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті өндірістік зертханасында немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханасында зертханалық зерттеулердің нәтижелері бойынша айқындалады.

fMgO, CLNK,y – у кезеңінде клинкердегі (орташа өлшеммен) магний тотығы құрамының үлесі, бірліктер үлесі.

CORRnon - carb,y – y кезеңінде шикізаттағы кальций мен магнийдің карбонатсыз тотығын түзету, СО2-эквивалент. Көрсеткіш осы Әдістеменің 14-тармағында көрсетілген формулаға сәйкес есептеледі.

CORRsil,y – y кезеңінде шикізаттағы кальций мен магний силикаттарын түзету, СО2 тонна-эквивалент. Көрсеткіш осы Әдістеменің 15-тармағында көрсетілген формулаға сәйкес есептеледі.

14. Көрсеткіш: Шикізаттағы кальций мен магнийдің карбонатсыз тотықтарына түзету:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

(6),

мұндағы:

CORRnon - carb,y – y кезеңінде шикізаттағы кальций мен магнийдің карбонатсыз тотығын түзету, СО2-эквивалент;

RMy – у кезеңінде клинкер өндірісі үшін қолданылған шикізаттың мөлшері, тонна;

fCaO,RM, y – у кезеңінде клинкердегі (орташа өлшеммен) кальций тотығы құрамының үлесі, бірліктер үлесі;

15. Көрсеткіш: Шикізаттағы кальций мен магний силикаттарына түзету:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

(7),

мұндағы:

RMsil,y – у кезеңінде клинкер өндірісі үшін қолданылған құрамында силикат бар шикізаттың мөлшері, тонна.

– у кезеңінде шикізат құрамындағы кальцийдің корбанатсыз тотығының (орташа өлшеммен) үлесі, бірліктер үлесі; Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті өндірістік зертханасында немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханасында зертханалық зерттеулердің нәтижелері бойынша айқындалады.

MWCa – кальцийдің молярлық салмағы, 40,078 г/моль;

MWMg – магнийдің молярлық салмағы, 24,305 г/моль.

16. Шикізат құрамында кальций мен магнийден басқа карбонаттардың айтарлықтай мөлшері болған кезде квота тақырыбы CO2 шығарындыларын толық есепке алу үшін клинкердегі магний оксидінің мазмұны арқылы СО2 шығарындыларының баламасын ескереді.

Клинкер өндірісі үшін күйдіру кезінде СО2 эмиссиясының коэффициентін есептеу кезінде сәйкес мән (цемент шаңын түзетусіз) 0,5101 тонна СО2-эквивалент құрайды.

17. Цемент өндірісімен айналысатын қондырғыларда өндірістік қызмет барысында пайда болатын цемент шаңының екі ағынын айырады.

Бірінші ағын іріктеу шаңынан тұрады, бұл шаң әдетінше, жоғары дәрежелі көміртексіздендіруден немесе толық көміртексіздендірілген шикізат ұнынан тұрады. Пештегі осы шаңды іріктеу циркуляцияланған элементтерді (сілті, күкірт, хлор) алуға бақылау жасау үшін, әсіресе төменсілтілі клинкерді өндіру жағдайында шығарылады.

18. Парниктік газдар шығарындыларын дұрыс есептеу үшін пештен алынып және оған қайтарылмайтын іріктеу шаңының көлемі ескеріледі.

19. Парниктік газдар шығарындыларын есептеуге арналған квоталар пәні клинкер өндірісі үшін кальцинациялау кезіндегі СО2 эмиссиясының коэффициентін қолданады, өйткені экстракциялық шаң декарбонизацияланған шикізаттан тұрады.

20. Көрсеткіш: Пешке қайтарылмайтын іріктеудегі цемент шаңының құрамындағы шикізатты көміртексіздендіруден болған СО2 шығарындылары:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

(8),

мұндағы:

EcalcinBD,y – у кезеңінде іріктеудегі цемент шаңының құрамындағы шикізаттың көміртексіздендіруден болған СО2 шығарындылары, СО2 – эквивалент тонна;

BDy – у кезеңінде пешке қайтарылмайтын іріктеудегі цемент шаңының мөлшері, тонна. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті өндірістік зертханасында немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханасында өлшемдер нәтижелері бойынша айқындалады.

EFcli,y – у кезеңінде клинкер өндірісі үшін кальцилендіруден болған шығарындыларының коэффициенті, СО2 тонна-эквивалент/тонна. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті өндірістік зертханасында немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханасында өлшемдер нәтижелері бойынша айқындалады.

21. Өндіріс қызметі барысында пайда болған цемент шаңының екінші ағыны – бұл пештің тозаңды газын тазалау жүйесінен, электр сүзгілерінен және жүйесінен шаңды шығарудан тұратын жүйе үшін жоғалған шаң. Бұл шаң іріктеу шаңына қарағанда соңына дейін кальцилендірілмеген, ал өндірістің құрғақ тәсілі кезінде тіпті кальцилендірілмеген. Бұл санатқа сонымен қатар түтінді қондырғы мұржаларынан шыққан цемент шаңының шығарындысы жатады.

Көрсеткіш: пешке қайтарылмайтын цемент шаңы құрамындағы шикізаттың декарбонаттануынан болған СО2 шығарындылары:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

(9),

мұндағы:

Ecalcin,CKD,y – у кезеңінде пешке қайтарылмайтын цемент шаңы құрамындағы шикізаттың декарбонаттануынан болған СО2 шығарындылары, СО2-эквивалент тонна;

CKDy – у кезеңінде пешке қайтарылмайтын цемент шаңының мөлшері, тонна. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті өндірістік зертханасында немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханасында зертханалық зерттеу нәтижелері бойынша айқындалады.

EFCKD,y – у кезеңінде жоғалған цемент шаңын кальцилендіруден болған СО2 шығарындыларының коэффициенті, СО2 – эквивалент тонна. Көрсеткіш осы Әдістеменің 22-тармағында көрсетілген формулаға сәйкес есептеледі.

22. Квоталау субъектісі жоғалған цемент шаңын кальцилендіруден болған СО2 шығарындыларының коэффициентін дұрыс есептеу үшін жоғалған цемент шаңының кальциленуінің орташа дәрежесін есептейді.

Квоталау субъектісі жоғалған цемент тозаңының кальцилену дәрежесін цемент шаңындағы және шикізат ұнтағындағы көміртегінің карбонатты қостотығының массалық үлесін талдау негізінде анықтайды. Мұндай талдау көміртегі қостотығын қатты қыздырғанда, титрлегенде салмақты жоғалту немесе инфрақызылдық анықтау тәсілімен жүргізіледі.

Көрсеткіш: жоғалған цемент шаңын кальцилендіруден болған СО2 шығарындыларының коэффициенті:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес Квоталау субъектісіның бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

(10),

мұндағы:

EFCKD,y – у кезеңінде жоғалған цемент шаңын кальцилендіруден болған СО2 шығарындыларының коэффициенті;

EFcli,y – у кезеңінде клинкер өндірісі үшін кальцилендіруден болған СО2 шығарындыларының коэффициенті, СО2-эквивалент тонна. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті өндірістік зертханасында немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханасында зертханалық зерттеу нәтижелері бойынша айқындалады.

dCKD,y – у кезеңінде жоғалған цемент шаңын кальцилендіру дәрежесі, бірлік үлесі.

23. Көрсеткіш: Цемент шаңы мен шикізат ұнтағының сипаты анық болған кезде өзқондырғы есебі үшін жоғалған цемент шаңын кальцилендіру дәрежесі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес Квоталау субъектісіның бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

(11),

мұндағы:

dCKD,y – у кезеңінде жоғалған цемент шаңын кальцилендіру дәрежесі, бірлік үлесі;

– у кезеңінде жоғалған цемент шаңындағы көміртегінің карбонатты қостотығы құрамының салмақтық үлесі, бірлік үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті өндірістік зертханасында немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханасында зертханалық зерттеу нәтижелері бойынша айқындалады.

– у кезеңінде шикізат ұнтағындағы көміртегінің карбонатты қостотығы құрамының салмақтық үлесі, бірлік үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті өндірістік зертханасында немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханасында зертханалық зерттеу нәтижелері бойынша айқындалады.

Цемент шаңы мен шикі ұнтақтың сипаттамаларына тиісті талдаулар болмаған жағдайда, квота субъектісі осы Әдістемеге Қосымшаның 2-кестесінде көрсетілген жоғалған цемент шаңының күйдіру дәрежесінің мәндерін қолданады.

24. Цемент өндірісінде пайдаланылатын шикізат материалдарында органикалық көміртегі мөлшерінің үлесі шамалы болады. Күйдіру пештеріндегі жоғары температура әсерінің нәтижесінде көміртегі тотығып, СО2 шығарындылары пайда болады. Бұл шығарындылардың үлесі қондырғы шығарындыларының жалпы теңгерімінде шамалы және 1 пайыздан асуы сирек. Кейбір жағдайларда, мысалы күл мен шлакты шикізат ретінде қолданған кезде бұл шығарындылардың көзі шамалы ғана болады.

Көрсеткіш: Пештегі шикізат құрамындағы органикалық көміртегінің тотығуынан болған СО2 шығарындылары:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес Квоталау субъектісіның бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

(12),

мұндағы:

ETOC,y – у кезеңінде пештегі шикізат құрамындағы органикалық көміртегінің тотығуынан болған СО2 шығарындылары, СО2 тонна- эквивалент;

RMy – у кезеңінде клинкер өндірісі үшін қолданылған шикізаттың мөлшері, т;

fTOC, RM, y – у кезеңінде шикізаттағы органикалық көміртегі мөлшерінің жалпы салмақтық үлесі, бірлік үлесі;

MWCO2 – осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес көміртегі қостотығының молярлық салмағы, г/моль;

MWC – осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес көміртегінің молярлық салмағы, г/моль.

Квоталау субъектісі шикізаттардың сипаттамасына тиісті талдау болмаған кезде шикізаттағы органикалық көміртегі мөлшерінің жалпы салмақтық үлесі үшін әдеттегідей 0,002-ге тең мәнді қолданады.

25. Осы Әдістемеге енгізілмеген өндірістік процестер болған жағдайда квота субъектісі парниктік газдар шығарындыларын есептеудің халықаралық әдістерін пайдаланады.

3-тарау. Квоталау субъектілері үшін цемент өндіру қондырғыларынан болған CO2 шығарындыларын есептеу

26. Көрсеткіш: клинкер өндірісінен болған СО2 шығарындылары:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

ЕСО2клин. = Vклин. * СаО * ЦП * 0,785,

(13),

мұндағы:

ЕСО2клин. – клинкер өндірісінен болған СО2 шығарындылары, СО2 тонна – эквивалент;

Vклин. – жылына клинкер өндірісінің көлемі (тонна);

СаО – осы Әдістемеге қосымшаның 3-кестесіне сәйкес Клинкердегі (салмақтық фракция) СаО-ның құрамы,

ЦП – цемент шаңына түзету коэффициенті, осы Әдістемеге қосымшаның 3-кестесіне сәйкес әдепкі мәні.

0,785-минералды кальциттегі (CaCO3) CO2 және CaO молекулалық салмақтарының қатынасы, бұл клинкердегі CaO құрамының көп бөлігін құрайды.

Клинкердегі CaO орташа мөлшері, әдетте, жыл сайын айтарлықтай өзгерістерге ұшырамайды, сондықтан бағалау кезеңді түрде жүргізіледі (мысалы, 5 жылда бір рет).

СаО мазмұны туралы деректер болмаған жағдайда әдепкі бойынша белгіленген 0,65 салмақ коэффициенті қолданылады.

СаО-ның басқа көздерін пайдаланған кезде клинкердегі СаО мөлшерінің жалпы салмақтық үлесі азаяды.

Егер қайта өңделмеген және СО2 шығарындылары бойынша жүйеде жоғалған деп есептелетін цемент шаңының мөлшері болса, цемент шаңын түзету коэффициенті 1,02 қабылданады. Мұндай жағдайда жоғалған СО2 көлемінің мөлшері 1,5%-дан 8%-ға дейін болады.

Орнату туралы деректер болмаған жағдайда осы Әдістемеге қосымшаның 3-кестесіне сәйкес мәндер пайдаланылады.

27. Осы Әдістемеге енгізілмеген өндірістік процестер болған жағдайда зауыт операторы парниктік газдар шығарындыларын есептеудің халықаралық әдістерін пайдаланады.

4-тарау. Квоталау субъектілері үшін әк өндіру қондырғыларынан болған СО2 шығарындыларының есептеулері

28. Әк өндіруден болған СО2 шығарындыларын бағалау карбонаттарды әк өндірісінің технологиялық процесінен тікелей жүктеу әдісіне негізделген.

29. Әк өндіретін қондырғылардан болған СО2 шығарындыларын есептеу үшін квоталау субъектісі парниктік газдар шығарындыларының мынадай көздерін айқындайды:

1) әк өндіру үшін жұмсалған карбонатты шикізаттың түрлері мен мөлшері бойынша шығын туралы деректер негізінде СО2 шығарындылары;

2) әк өндіру үшін жұмсалған карбонатты шикізаттың түрлері мен мөлшері бойынша шығын туралы деректер негізінде СО2 шығарындылары;

3) пешке қайтарылмайтын іріктеуден әк шаңы құрамындағы шикізатты көміртексіздендіруден болған СО2 шығарындылары.

30. СО2 шығарындыларын есептеу кезінде карбонатты шикізаттың барлық мөлшері, сондай-ақ заттардың құрамының үлестері құрғақ заттар үшін алынады.

31. Көрсеткіш: әк өндіруден болған СО2 шығарындылары;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

EСО2,y= ∑nj=1( Mj,yxEFCO2jxFj,y) - ∑nj=1( Mип,yxWjип,yx (1- Fәкшаң,y)xEFCO2,j)

(14),

мұндағы:

EСО2,y – әк өндіруден болған СО2 шығарындылары, тонна СО2-эквивалент;

Mj,y – "y" кезеңінде күйдіру пештерінде жұмсалған "j" карбонатының массасы, тонна;

EFCO2j – "j" карбонаты СО2 шығарындыларының коэффициенті, СО2 тоннасы /тонна;

Тиісті өнімділік талдаулары болмаған жағдайда, карбонатқа арналған EFCO2j эмиссиялық коэффициенттерінің мәндері, СО2 эмиссиялық коэффициенті осы Әдістемеге қосымшаның 4-кестесіне сәйкес қабылданады немесе қажетті деректер болмаған жағдайда ол келесідей есептеледі: осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес СО2 молекулалық массасының карбонаттың молекулалық массасына стехиометриялық қатынасы.

Fj,y – "y" кезеңіндегі "j" карбонатының кальцийлену дәрежесі, үлесі. Көрсеткіш есепті кезеңде тоннамен көрсетілген жұмсалған карбонаттардың жалпы санына жатқызылған әктегі карбонаттар құрамын өлшеудің нақты деректері негізінде анықталады.

Нақты деректер болмаған жағдайда карбонатты күйдіру дәрежесі барлық карбонатты шикізаттар үшін 1,0 (100%) деп қабылданады.

Mәкшаң,y – "y" кезеңінде түзілген әк шаңының массасы, тонна. Квоталау субъектісі көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген жеке өндірістік немесе тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

Wjікшаң, – "у" кезеңіндегі әк шаңының құрамындағы бастапқы "j" карбонатының массалық үлесі, үлесі. Көрсеткіш есепті кезеңде күйдіру пешінде жұмсалған шикізат құрамындағы тиісті "j" карбонатының тең үлесіне алынады.

Fәкшаң,y – күйдіру пешіне қайтарылмаған әк шаңының кальцийлену дәрежесі, үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген жеке өндірістік немесе тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

j – күйдіру пешіне берілетін карбонаттың түрі (кальцит, магнезит және басқалары). Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген жеке өндірістік немесе тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

n – күйдіру пешіне берілетін карбонаттың түрі.

Өлшем бірлігі тонна болса, дөңгелектеу үш үтірден кейін орындалады.

Әк шаңымен және басқа да ілеспе өнімдермен және өндіріс қалдықтарымен жойылған карбонаттарды толық күйдірмеуге байланысты әк өндірісінен СО2 шығарындыларын түзетуді (төмендету) әктегі карбонаттардың күйдіру дәрежесі туралы нақты деректер болған жағдайда квота субъектісі жүзеге асырады. орнату кезінде шаң және басқа да байланысты қалдықтар.

Деректер болмаған жағдайда әк шаңының күйдіру дәрежесі (Fәкшаң,y) 1,0 (немесе 100%) деп қабылданады, бұл нөлдік шегергіш түзетуді береді.

Әк өндіруден болған СО2 парниктік газдар шығарындыларын дұрыс есепке алу үшін пеш жүйесінен шығарылатын және қайтарылмайтын іріктеу шаңының көлемі ескеріледі.

Парниктік газдар шығарындыларын есептеу үшін квоталау субъектісі әк өндіру үшін кальцийлеуден СО2 шығарындыларының коэффициентін қолданады, өйткені іріктеу шаңы көміртексіздендірген шикізаттан тұрады.

32. Көрсеткіш: пешке қайтарылмайтын іріктеуден алынған әк шаңының құрамындағы шикізатты көміртексіздендіруден болған СО2 шығарындылары;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

EИПСО2 = ИПy х EFcal.CO2y,

(15),

мұндағы:

EИПСО2 – "у" кезеңіндегі іріктеуден алынған әк шаңының құрамындағы шикізатты көміртексіздендіруден болған СО2 шығарындылары, СО2 тонна-эквивалент;

ИПy – "у" кезеңінде пешке қайтарылмайтын іріктеуден алынған әк шаңының мөлшері, тонна. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген жеке өндірістік немесе тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулер нәтижелері өлшемдердің нақты деректері бойынша айқындалады.

EFcal.CO2y – "у" кезеңінде әк өндіру үшін кальцийлеуден болған СО2 шығарындыларының коэффициенті, СО2 тонна-эквивалент. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген жеке өндірістік немесе тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулер нәтижелері өлшемдердің нақты деректері бойынша айқындалады.

33. Көрсеткіш: сүзгілерден әк шаңының шикізатын көміртексіздендіруден және пешке қайтарылмайтын жоғалған шаңнан болған СО2 шығарындылары.

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

EdecСО2,y= ИПdec.,yxEFdec.CO2y

(16),

мұндағы:

EdecСО2,y – "у" кезеңінде сүзгілерден әк шаңының шикізатын көміртексіздендіруден және пешке қайтарылмайтын жоғалған шаңнан болған СО2 шығарындылары, СО2 тонна-эквивалент;

ИПdec.,y – у кезеңінде пешке қайтарылмайтын сүзгілерден болған әк шаңының мөлшері, тонна. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген жеке өндірістік немесе тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулер нәтижелері өлшемдердің нақты деректері бойынша айқындалады.

EFdec.CO2y – "у" кезеңінде сүзгілерден жоғалған әк шаңының шикізатын көміртексіздендіруден болған СО2 шығарындыларының коэффициенті, СО2 тонна-эквивалент. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген жеке өндірістік немесе тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулер нәтижелері өлшемдердің нақты деректері бойынша айқындалады.

34. Квоталау субъектісі жоғалған әк шаңын кальцилендіруден болған СО2 шығарындыларының коэффициентін дұрыс есептеу үшін жоғалған әк шаңының кальциленуінің орташа дәрежесін есептейді.

35. Квоталау субъектісі жоғалған әк шаңының кальцийлену дәрежесін әк шаңындағы және шикізат ұнтағындағы карбонатты СО2-нің массалық үлесін талдау арқылы анықтайды, ол СО2-ні қыздыру, титрлеу немесе инфрақызыл анықтау кезінде салмақ жоғалту әдісімен жүргізіледі.

36. Көрсеткіш: Жоғалған әк шаңының кальцийленуінен болған СО2 шығарындыларының коэффициенті;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

EFcalИП,y= [EFcal,y ÷ (1+ EFcal,y)] х dcal,y/ [1- ((EFcal,y÷ (1+ EFcal,y)) х dcal,y],

(17),

мұндағы:

EFcalИП,y – "у" кезеңіндегі жоғалған әк шаңының кальцийленуінен болған СО2 шығарындыларының коэффициенті, тонна;

EFcal,y – "у" кезеңінде әк өндіру үшін кальцийлеуден болған СО2 шығарындыларының коэффициенті, тонн СО2-эквивалент. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген жеке өндірістік немесе тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулер нәтижелері өлшемдердің нақты деректері бойынша айқындалады;

dcal,y – "у" кезеңіндегі жоғалған әк шаңының кальцийлену дәрежесі, бірліктер үлесі;

37. Көрсеткіш: жоғалған әк шаңының кальцийлену дәрежесі;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

dcal,y= 1- [(fCO2,ПИП,у х (1-fCO2,СМ,у)) /(fCO2,СМ,у х (1-fCO2,ПИП,у)],

(18),

мұндағы:

dcal,y – "у" кезеңіндегі жоғалған әк шаңының кальцийлену дәрежесі, бірліктер үлесі;

fCO2, ПИП,у – "у" кезеңіндегі жоғалған әк шаңындағы карбонатты СО2 мөлшерінің массалық үлесі, бірліктер үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген жеке өндірістік немесе тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулер нәтижелері өлшемдердің нақты деректері бойынша айқындалады;

fCO2, СМ,у – "у" кезеңіндегі шикізат ұнтағындағы карбонатты СО2 мөлшерінің массалық үлесі, бірліктер үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген жеке өндірістік немесе тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулер нәтижелері өлшемдердің нақты деректері бойынша айқындалады.

Әк шаңы мен шикі ұнтақтың сипаттамаларына тиісті талдаулар болмаған жағдайда, квота субъектісі жоғалған әк шаңының күйдіру дәрежесіне, әк шаңының күйдіру дәрежесіне (Fәкшаң, y) тең мәндерді қолданады. 1,0 (немесе 100%).

38. Әктастың күйдірілуін есептеу үшін зауыт операторларында деректердің болуына байланысты келесі формуланы пайдалану керек:

М_СО2 = k_CO2,_әқ х М_әқ _i х k_ип,_i х k_i сөндірілген әк, i (19),

мұнда:

M_CO2 - әк өндірісінен шығарындылар, тонна CO₂ эквиваленті;

k_CO2,_әкi - "i" әк түріне арналған СО₂ эмиссия коэффициенті, тонна СО₂/әк тонна;

М_әк _i – әк түрiнiң "i" өндiрiсi, тонна;

k_un, _i - әк шаңы үшін түзету коэффициенті әк түрі "i", салыстырмалы бірлік. Бұл түзетуді цемент шаңын түзету сияқты есепке алуға болады;

k сөндірілген әк, i - "i" типті сөнген әк үшін түзету коэффициенті, салыстырмалы бірлік;

"i" - Әдістемеге Қосымшаның 5-кестесінде келтірілген әктің кез келген түрі.

Ескерту. 38-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

5-тарау. Әкімшілендіру субъектілеріне арналған әк өндіру жөніндегі СО2 шығарындыларының есептеулері

39. Көрсеткіш: әкімшілендіру субъектілеріне арналған әк өндіруден болған СО2 шығарындылары.

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес әкімшілендіру субъектісінің бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

ЕCO2әк= EF әк, х Mәк,i х CF ИП,i х Cгаш,

(19),

мұндағы:

ЕCO2әк – әк өндіруден болған СО2 шығарындылары, СО2 тонна- эквивалент;

EFәк,i – осы Әдістемеге қосымшаның 6-кестесіне сәйкес і типті әк үшін шығарындылар коэффициенті, СО2 тонна / әк тоннасына;

Mәк,i – i типті әктің өндірісі, жылға тонна;

CF әкшаңы,i – і типті әк үшін ӘШ (әк шаңы)түзету коэффициенті, осы Әдістемеге қосымшаның 6-кестесіне сәйкес салыстырмалы бірліктер;

Cгаш,i – i типті сөндірілген әк үшін түзету коэффициенті, осы Әдістемеге қосымшаның 5-кестесіне сәйкес салыстырмалы бірліктер;

i – осы Әдістемеге қосымшаның 5-кестесіне сәйкес әктің кез келген түрі.

40. Көрсеткіш: әк үшін шығарындылар коэффициенті:

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес әкімшілендіру субъектісінің бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

EFәк = 0.85 х EFәк құрам. кальцийдің жоғары болуы +0.15 х EFдоломит. әк,

(20),

мұндағы:

EFәк – әк үшін шығарындылар коэффициенті,

EFәк EFәк құрам. кальцийдің жоғары болуы – осы Әдістемеге қосымшаның 6-кестесіне сәйкес әк үшін шығарындылар коэффициенті;

EFдоломит. әк – осы Әдістемеге қосымшаның 5-кестесіне сәйкес доломит әк үшін шығарындылар коэффициенті.

41. Осы Әдістемеге енгізілмеген өндірістік процестер болған жағдайда әкімшілік субъектісі парниктік газдар шығарындыларын есептеудің халықаралық әдістерін пайдаланады.

Цемент және әк өндіру жөніндегі парниктік
газдар шығарындыларын есептеу әдістемесіне
қосымша

1-кесте

Химиялық заттардың молярлық массасы

Атауы	Молярлық масса, грамм/молль
Көміртек	12,0107
Көміртегі диоксиді	44,01
Кальций оксиді	56,077
Магний оксиді	40,304

2-кесте

Жоғалған цемент шаңының кальцийлену дәрежесі үшін әдепкі мәндер

Өндіріс әдісі	Жоғалған цемент шаңының кальцийлену дәрежесі
Құрғақ әдіс	0
Дымқыл және аралас әдіс	1

3-кесте

Әдепкідегі мәндер клинкердегі СаО құрамы (салмақ фракциясы) және цемент шаңына түзету коэффициенті (ЦШ)

Клинкердегі CaO құрамы	СО2/СаО,	ЦШ түзету коэффициенті
0,65	0,785	1,02

4 -кесте

Карбонаттардың негізгі түрлеріне арналған формулалар, молекулярлық салмақ және көміртегі диоксиді мөлшері*

Карбонат	Минералдың атауы	Молекулярлық салмақ	Шығарындылар коэффициенті (тонна СО2/ тонн карбонат)**
CaCO3	Кальцит*** немесе аргонит	100,0869	0,43971
MgCO3	Магнезит	84,3139	0,52197
CaMg(CO3)2	Доломит***	184,4008	0,47732
FeCO3	Сидерит	115,8539	0,37987
Ca(Fe,Mg,Mn)(CO3)2	Анкерит****	185,0225-215,6160	0,40822-0,47572
Mn CO3	Родохрозит	114,9470	0,38286
Na2CO3	Карбонат натрия немесе кальцийленген сода	106,0685	0,41492
Ескертпелер: Дереккөз: 1) CRC Handbook of Chemistry and Physics (2004); 2) КӨҮСТ БҚ, 2006 ж. 3-том, 2-тарау * дөңгелектеу үтірден кейін үш санға дейін жүргізіледі. 100% кальцийленген жағдайда, атмосфераға бөлінген СО2 үлесі, яғни кальцийленген 1 тонна кальцит 0,43971 тонна СО2 береді. * Кальцит - әктас құрамындағы негізгі минерал. **** Анкерит үшін көрсетілген молекулалық салмақ интервалы Fe, Mg және Mn-нің кем дегенде 1,0 % болуын болжайды.

5-кесте

Әдеттегідей әк өндірісінен шығарындылар коэффициенттерін есептеуге арналған параметрлер

Әк типі	*Стехиометрикалық қатынас [тонна CO2 тонна CaO немесе CaOMgO] (1)**	CaO құрамының диапозоны [%]	MgO құрамының диапозоны [%]	*CaO құрамы үшін әдепкі мәндер немесе CaOMgO [үлесі] (2)**	Әдепкі шығарындылар коэффициенті [тонна CO2 әк тоннасына] (1) • (2)
Кальций мөлшері жоғары әк *	0,785	93-98	0,3-2,5	0,95	0,75
Доломитті әк **	0,913	55-57	38-41	0,95 немесе 0,85	0,86 немесе 0,85
Гидравликалық әк ***	0,785	65-92	Деректер жоқ	0,75	0,59
Ескертпелер: * кальций мөлшері жоғары әк (СаО + қоспалар); ** доломитті әк (CaO * MgO + қоспалар); *** гидравликалық әк (cao + гидравликалық кальций силикаттары), бұл әк пен цемент арасындағы аралық материал.

Қазақстан Республикасы
Экология және табиғи
ресурстар министрі
2023 жылғы 17 қаңтардағы
№ 9 Бұйрығына
6 қосымша

Алюминий, ферроқорытпалар, қорғасын және мырыш өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Алюминий, ферроқорытпалар, қорғасын және мырыш өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) Қазақстан Республикасы Экологиялық кодексінің (бұдан әрі - Кодекс) 294-бабының 3-тармағына сәйкес әзірленген және алюминий, ферроқорытпалар, қорғасын және мырыш өндіруге арналған қондырғылардан парниктік газдар шығарындыларын есептеуге арналған.

2. Пештерде отынды жағудың өндірістік процестері (химиялық реакцияларды жүргізу және пайдалы компоненттерді алу мақсатында пештерде шикізатты жоғары температурада өңдеу) парниктік газдар шығарындыларын есептеудің халықаралық әдістеріне сәйкес есептеледі.

3. Осы Әдістемеде мынадай терминдер мен анықтамалар пайдаланылады:

1) анод – оң заряды бар электрод;

2) анодтық әсер – анодтың айналасында газ оқшаулағыш қабатының пайда болуы нәтижесінде кернеудің уақытша өсуі;

3) вельцтеу – қорғасын, мыс және қалайы өндірістерінің полиметалл қалдықтарын айналмалы пеште қыздырғанда айдау арқылы металдарды алу үдерісі;

4) жентектеу – біртекті металл ұнтақтарынан жасалған бұйымдарды өндіру процесі, ол металды балқыту температурасынан төмен температурада жүргізіледі;

5) катод – тотықсыздану реакциялары жүретін теріс заряды бар электрод.

7) көміртегі бірліктерімен сауда жүйесінің операторы – қоршаған ортаны қорғау саласындағы уәкілетті органның парниктік газдар шығарындыларын реттеу жөніндегі ведомстволық бағынысты ұйымы, ол парниктік газдар шығарындылары мен сіңірулері саласындағы мемлекеттік реттеуді және халықаралық ынтымақтастықты техникалық және сараптамалық сүйемелдеуді қамтамасыз етеді;

8) қорғасын концентраты – полиметалл кендерін флотациялаудың сусымалы өнімі, құрамында шамамен 70% қорғасын бар қара-көк түсті ұнтақ;

9) мырыш (Zn) – көкшіл-ақ түсті ауыр жеңіл балқитын металл;

10) тікелей балқыту – одан металлды бөлу үшін кенді жылумен өңдеу. Өндіруші металлургия нысаны болып табылады. Балқыту процесі олардың кендерінен көптеген металдарды, соның ішінде күміс, темір, мыс және басқа да негізгі металдарды алу үшін қолданылады;

11) ферроқорытпа – концентрацияланған темір және кремний, марганец, хром, молибден, ванадий және вольфрам сияқты бір немесе бірнеше элементтердің қорытпасы. Бұл қорытпалар болаттың қасиеттерін қышқылсыздандыру және өзгерту үшін қолданылады;

12) флюстер – жылу тұтынуды төмендету үшін өндірістің технологиялық процесінде және минералдық шикізатты термиялық өңдеу кезінде басқа да энергетикалық талаптар үшін пайдаланылатын әктас, доломит, әк және кварц құмы сияқты шикізат материалдары;

13) шлак – силикатты балқытылған қалдық, ол металл кендерін балқыту кезінде немесе кейінгі пештерде шлактүзгіш (әдетте әктас және/немесе доломит немесе әк) қосылған кезде мақсатты түрде алынады;

14) шлактүзуші – металл кендерін балқыту процесінде олардың қоспаларын кетіретін материал. Шлактүзгіштер, әдетте, флюс функциясын орындайды;

15) электролиздегіш – тұрақты тоқты сыртқы көзден өткізу арқылы электрохимиялық процестерді жүзеге асыру аппараты.

2-тарау. Алюминий өндірісі бойынша қондырғылардан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу

5. Алюминий өндірісі кезінде бөлінетін парниктік газдарға көміртегінің қостотығы (бұдан әрі – СО2) және перфторкөміртегілері (бұдан әрі –ПФК) – тетрафторметан (бұдан әрі – CF4) мен гексафторэтан (бұдан әрі – C2F6) жатады. Алюминий өндіру кезінде алдын ала күйдірілген анодтарды пайдалану СО2 шығарындыларының негізгі көздері болып табылады.

6. Қондырғы операторы СО2 шығарындыларын мынадай есептейді:

Көрсеткіш: Алдын ала күйдірілген анодты пайдаланудан болған СО2 шығарындылары:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

ECO2 = Ра × Q × (100 – Sa – Күлa)/100 × 44/12, (1),

мұндағы:

ECO2 – алдын ала күйдірілген анодты пайдаланудан болған СО2 шығарындылары, СО2 тоннасында;

Ра – осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес алюминий тоннасына алдын ала күйдірілген анодты нетто-пайдалану, көміртегі тонналары/ алюминий тоннасына;

Q – алюминийдің жалпы өндірісі, тонналар;

Sa – алдын ала күйдірілген аноды бар күкірттің құрамы, салмағы.%. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті өндірістік зертханасында немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханасында зертханалық зерттеулердің нәтижелері бойынша айқындалады.

Күлa – күйдірілген анодтардағы күлдің құрамы; салмағы.%. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті өндірістік зертханасында немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханасында зертханалық зерттеулердің нәтижелері бойынша айқындалады.

44/12 – СО2 және көміртегінің молекулярлық массасының арақатынасы.

Егер өлшем бірлігі тонна болып табылған жағдайда, дөңгелектеу үтірден кейін екі санға дейін жүргізіледі.

СО2 шығарындыларын есептеу үшін шығарындылар коэффициентінің белгісіздігі кемінде (±5%) құрайды.

7. Көрсеткіш: қуыру кезінде бөлінетін ұшқыш заттардың жануы

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

ECO2 = (GA – Hw - BA – WT) × 44/12 (2),

мұндағы:

ECO2 - Гудронның ұшпа жануынан болатын СО2 шығарындылары, СО2 тонна;

GA - осы Әдістемеге Қосымшаның 2-кестесіне сәйкес пісірілген анодтардың бастапқы салмағы, тонна

Hw - осы Әдістемеге қосымшаның 2-кестесіне сәйкес күйдірілген анодтардағы сутегі мөлшері, тонна

BA - осы Әдістемеге Қосымшаның 2-кестесіне сәйкес пісірілген анодтардың салмағы, тонна

WT - осы Әдістемеге Қосымшаның 2-кестесіне сәйкес жиналған шайыр қалдықтары, тонна.

8. Көрсеткіш: пештің жемдік материалының жануы (кокс)

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

ECO2 = PCC × BA × [(100 – Spc – Золаpc)/100] × 44/12 (3),

мұндағы:

ECO2 - Пештің қоректік материалынан СО2 шығарындылары, СО2 тонна

PCC - осы Әдістемеге қосымшаның 3-кестесіне сәйкес кокс шығыны, күйдірілген анодтар тонна/тонна

BA - осы Әдістемеге қосымшаның 3-кестесіне сәйкес күйдірілген анодтардың салмағы, тонна

Spc - осы Әдістемеге қосымшаның 3-кестесіне сәйкес жемдік кокстағы күкірт мөлшері, масса %

Золаpc - осы Әдістемеге қосымшаның 3-кестесіне сәйкес жемдік кокстағы күлдің мөлшері, масса %

9. Көрсеткіш: Алюминий өндірісінен болған CF4 шығарындылары:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: есептіден кейінгі жылдың 1 наурызына дейін;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

ECF4 = (kCF4 × T× Q) ×GWPCF4, (4),

мұндағы:

ECF4 – алюминий өндірісінен болған CF4 шығарындылары, килограмм CF4;

kCF4 – осы Әдістемеге қосымшаның 4-кестесіне сәйкес CF4 үшін бұрыштық коэффициенті (килограмм CF4/ алюминий тоннасы)/(анодтық әсердің минуттары/ванно-тәулікте);

T – анодтық әсердің минуттары ванно-тәулікте, электролиздегіштің орташа тәуліктік өндірісі кезінде жарқылдың орташа ұзақтығы мен анодтық әсердің жиілігі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті өндірістік зертханасында немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханасында зертханалық зерттеулердің нәтижелері бойынша айқындалады.

Q – алюминий өндірісі, тоннасы;

GWPCF4 – Кодекстің 282-бабының 3-тармағына сәйкес CF4 жаһандық жылыну әлеуеті.

Өлшем бірлігі тонна болса, дөңгелектеу үш үтірден кейін орындалады.

10. Көрсеткіш: C₂ F₆ алюминий өндірісінің шығарындылары

E_C2F6 = ( E_CF4 × F_C2F6 _{/ CF4} ) × GWP_C2F6 (5),

мұнда:

E_C2F6 – C₂ F6 алюминий өндірісінен шығарындылар, кг C₂ F₆;

F_C2F6/CF4 - салмақ қатынасы C₂ F₆/CF₄, кг (осы Әдістемеге Қосымшаның 4-кестесінің деректері);

GWP_C2F6 - жаһандық жылыну әлеуеті C₂F₆ Кодекстің 282-бабының 3-тармағына сәйкес.

Өлшем бірлігі тонна болған жағдайда дөңгелектеу екі ондық белгіге дейін жүргізіледі.

ПФУ шығарындылары коэффициенттерінің белгісіздігі (±15%) шегінде.

11. Осы әдістемеге кірмейтін өндірістік процестер болған жағдайда зауыт операторы парниктік газдар шығарындыларын есептеудің халықаралық әдістерін пайдаланады.

3-тарау. Ферроқорытпа өндірісінен болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу

12. Парниктік газдар шығарындылары көздерінің осы санатына құрамында ферроқорытпалар мен ілеспе өнімдер мен өндіріс қалдықтарындағы көміртектің бір бөлігінің сақталуын ескере отырып, отынның, шикізаттың, тотықсыздандырғыштардың, құрамында көміртегі бар материалдардың көміртегінің тотығуы және карбонаттардың ыдырауы нәтижесінде пайда болатын ферроқорытпалар (феррохром, ферромарганец, ферромолибден, ферроникель, ферросилиций, ферротитан, ферровольфрам, феррованадий, силикомарганец және ферроқорытпалардың немесе металл кремнийдің басқа да түрлері) өндірісі кезінде бөлінетін СО2 шығарындылары кіреді.

13. Зауытта бірнеше технологиялық желілер болса, қондырғы операторы СО2 шығарындыларын әр топтан және көздердің әрбір технологиялық желісі үшін бөлек есептейді. CO2 шығарындыларының алынған мәндері жинақталған.

14. Қондырғы операторы құрамында күл, байланысқан көміртек және ұшпа заттар бар көмір мен коксты пайдаланады. Бұл ретте, карбонатты кендер мен шлак түзетін материалдардағы көміртегі мөлшері өзгереді. Сондықтан СО2 шығарындыларын ең дәл есептеу тотықсыздандырғыштардағы көміртектің жалпы мөлшеріне, электрод массасына, кендерге, шлак түзетін материалдар мен өнімдерге негізделген.

15. Көрсеткіш: ферроқорытпалар өндірісінен болған СО2 шығарындылары;

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жыл сайын, есепті кезеңнен кейінгі жылдың 1 наурызына дейін.

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

EСО2= ∑i(Mтотықсыздан.i x Сқұрамытотықсыздан.i)x 44/12 + ∑h(Mкен,h x Сқұрамыкен.h) х 44/12 + ∑j(Mшлактүзуші.j x Сқұрамышлактүзуші.j) х 44/12- ∑k (Mөнім.,k x Сқұрамыөнім,k) х 44/12 - ∑d (Mшығыс өнімсіз.,d x Сқұрамыөнімсіз шығыс ағыны, d) х 44/12 (6),

мұндағы:

ECO2 – ферроқорытпа өндірісінен болған СО2 шығарындылары, СО2 тонна;

Mтотықсыздан.i – тотықсыздандырғыш массасы, тонна;

Сқұрамытотықсыздан.i – і тотықсыздандырыштағы көміртегі мөлшері, С тоннасы/тотықсыздандырғыш тоннасына. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті өндірістік зертханасында немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханасында зертханалық зерттеулердің нәтижелері бойынша айқындалады.

Mкен,h – h кеннің массасы, тонна;

Сқұрамыкен.h – h кендегі көміртегі мөлшері, С тоннасы С/кен тоннасына.

Mшлактүзуші.j – j шлактүзуші материалдың массасы, тонна;

Сқұрамышлактүзуші.j – j шлактүзуші y материалдағы көміртегі мөлшері, С тоннасы /шлактүзуші материалдың тоннасына.

Mөнім.,k – k өнімнің массасы, тонна;

Сқұрамыөнім, k – k өнімдегі көміртегі мөлшері, С тоннасы/өнім тоннасына.

Mшығыс өнімсіз.,d – d өнімсіз шығыс ағыны масса, тонна;

Сқұрамыөнімсіз шығыс ағыны, d – d өнімсіз шығыс ағынындағы көміртегі мөлшері, С тонна/тоннасына.

44/12 – жалпы жұмсалған көміртектің әрбір масса бірлігінен бөлінген СО2 массасын алу үшін көбейту коэффициенті.

Өлшем бірлігі тонна болса, дөңгелектеу екі ондық таңбаға дейін орындалады.

16. Тотықсыздандырғыштардың жалпы көміртекті құрамын күлді талдауды және ұшқыш заттардың пайызын пайдалана отырып есептеу кезінде көрсеткіш келесідей есептеледі.

Көрсеткіш: тотықсыздандырғыштағы көміртектің құрамы:

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

Сқұрамытотықсыздан.i =Fбелгіл.C,i + Fұшпа,jх Сv (7),

мұндағы:

Сқұрамытотықсыздан.i – тотықсыздандырыштағы көміртегі мөлшері i, С тоннасы/тотықсыздандырғыш тоннасына;

Fбелгіл.C,i – і тотықсыздандырғыштағы белгіленген С массалық фракциясы, С тоннасы/тотықсыздандырғыш тоннасына;

Fұшпа,j – і тотықсыздандырғыштағы ұшпа заттардың массалық фракциясы, ұшпа заттардың тоннасы /тотықсыздандырғыш тоннасына;

Сv – ұшпа заттардағы көміртегі мөлшері, С тоннасы/ ұшпа заттардың тоннасына. Басқа ақпарат болмаған жағдайда көмір үшін Сv = 0,65 және кокс үшін 0,80 қолданылады.

Өлшем бірлігі тонна болса, дөңгелектеу екі ондық таңбаға дейін орындалады.

17. Ферросилиций өндірісінен CH4 шығарындыларын есептеу кезінде шығарындылар коэффициенттерін емес, тікелей өлшеулер қолданылады.

Көрсеткіш: ферросилиций өндірісінен CH4 шығарындылары

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

ECH4, ферросилиций = S × Ex, ферросилиций , (8),

мұндағы:

ECH4, ферросилиций – ферросилиций өндірісінен CH4 шығарындылары, CH4 тонна;

S - өндірілген ферросилиций мөлшері, тонна

Eхферросилиций – осы Әдістемеге қосымшаның 5 кестесіне сәйкес эмиссия коэффициенті, кг CH4/тонна ферросилиций өндірілді,

СН4 шығарындыларын бір тонна СО2 эквивалентінде есептеу кезінде Кодекстің 282-бабының 3-тармағына сәйкес жаһандық жылыну потенциалдары пайдаланылады.

Өлшем бірлігі тонна болса, дөңгелектеу үш үтірден кейін орындалады.

18. Осы Әдістемеге қосымшаның 5 және 6-кестелерінде ферроқорытпаларды өндіру үшін CO2 және CH4 эмиссиялық факторларының мәндері келтірілген. Оларды пайдалану үшін зауыт операторы оларды өз деректеріне сәйкес түзетеді немесе көрсетілген мәндер мен зауыттың меншікті мәндеріне толық сәйкестікпен осы Әдістеменің қосымшасының 6-кестесіне сәйкес мәндерді қолданады.

19. Ағашты немесе басқа биомассаны отын немесе тотықсыздандырғыш ретінде пайдаланатын ферроқорытпа өндірісінен шығарындылар СО2 шығарындыларын есептеуде ескерілмейді, өйткені ағаш көміртегі биогенді болып табылады.

20. Бұл әдісте көміртегі құрамы туралы қажетті деректер болмаған жағдайда, ақпарат көзіне міндетті сілтеме жасай отырып, басқа ақпарат көздерінің анықтамалық деректерін пайдалануға жол беріледі.

21. Осы әдістемеге кірмейтін өндірістік процестер болған жағдайда зауыт операторы парниктік газдар шығарындыларын есептеудің халықаралық әдістемелерін пайдаланады.

4-тарау. Қорғасын өндіру қондырғыларынан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу

22. Қазақстан Республикасында қорғасын өндіру үшін негізінен тікелей балқыту, жентектеу/балқыту тәсілі, сондай-ақ қайта өңделген қорғасыннан, пайдаланылған қорғасын аккумуляторларынан тазартылған қорғасынды екінші рет өндіру қолданылады.

23. Қорғасын өндіру үшін қондырғы операторы осы Әдістемеге қосымшаның 7-кестесіне сәйкес пештердің әртүрлі типтерін және құрамында күл мен байланысқан көміртегі бар тотықсыздандырғыштардың мөлшерін (көмір, табиғи газ және домна пештері; кедергі электр пештерінде мұнай коксы пайдаланылады) пайдаланады. Бұл ретте, карбонатты кендер мен шлактүзуші материалдардағы көміртегі мөлшері өзгереді. Сондықтан СО2 шығарындыларын ең дәл есептеу тотықсыздандырғыштың мөлшері мен құрамына, шлактүзуші материалдар мен басқа да технологиялық материалдарға негізделген.

24. Көрсеткіш: қорғасын өндірісінен болған СО2 шығарындылары;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

EСО2= ∑ni=1(Mвосст.i x Cқұрамывосст.i)x44/12 + ∑nj=1(Mшлакообр.j x Cқұрамышлакообр.j)х44/12 - ∑(Mпрод, x CқұрамыPb) х 44/12 , (9),

мұндағы:

ECO2 - қорғасын өндірісінен СО2 шығарындылары, тонна СО2;

Мвосст.i-і-тотықсыздандырғыштың саны, тонна;

Сқұрамдықорғаушыi- i тотықсыздандырғыштың көміртегі мөлшері, тонна С/тонна тотықсыздандырғыш. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген жеке өндірістік немесе тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

Мшлакобр.j- j-тің қож түзуші және/немесе флюстеуші материалдың массасы, тонна;

Сстрощаниешлакобр.j-j-того қож құрайтын материалдың көміртегі мөлшері, тонна С/тонна қож түзетін материал. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген жеке өндірістік немесе тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

Мпродукт., k-процестің k-того өнімінің массасы, тонна;

СҚұрамында өнім, k-процестің k-того өнімінің көміртегі құрамы, тонна С / тонна өнім. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген жеке өндірістік немесе тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулер нәтижелері бойынша айқындалады.

44/12-жалпы жұмсалған көміртектің әрбір масса бірлігінен бөлінген СО2 массасын алу үшін көбейту коэффициенті.

Зертханалық талдауларды жүргізу мүмкін болмаған жағдайда қондырғы операторы осы Әдістемеге қосымшаның 7 және 8-кестелеріне сәйкес көрсеткіштерді немесе пайдаланылған анықтамалық материалдарға сілтемені көрсететін анықтамалық ақпаратты пайдаланады.

Өлшем бірлігі тонна болса, дөңгелектеу екі ондық таңбаға дейін орындалады.

25. Осы Әдістемеге енгізілмеген өндірістік процестер болған жағдайда зауыт операторы парниктік газдар шығарындыларын есептеудің халықаралық әдістерін пайдаланады.

5 - тарау. Мырыш өндіретін қондырғылардан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу

26. Қазақстан Республикасында мырыштың бастапқы өндірісі гидрометаллургиялық тәсілмен жүзеге асырылады, ол СО2 энергетикалық емес шығарындыларын бермейді. Алайда, Қазақстанда вельц-пештерде вельц-кектерден мырыш өндірудің қайталама тәсілі де бар, онда СО2 парниктік газдар шығарындылары жүреді.

27. Көрсеткіш: мырыш өндірісінен СО2 шығарындылары.

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

EСО2 = ∑i (Mвосст.i x CCодержаниевосст.i) x 44/12 - ∑y (Мпрод,yxCCодержание, y) х 44/12, (10),

мұндағы:

ECO2 – вельц-пештерде вельц-кектерден мырыш өндірісінен болған СО2 шығарындылары, тонна СО2;

Мвосст.i-і-тотықсыздандырғыштың саны, тонна;

Сқұрамыwk,y – вельц-кектегі көміртегі мөлшері, С тоннасы/тотықсыздандырғыш тоннасына;

Mтотықсыздан.i – i тотықсыздандырғыш массасы, тонна;

CCодержаниевосст.i – i тотықсыздандырғыштың көміртегі мөлшері, тонна С/тонна тотықсыздандырғыш;

Мпродукт., у- процестің у-дің өнімінің массасы, тонна;

CCодержание, у - процестің у-дің өнімінің көміртегі құрамы, тонна С / тонна өнім.

44/12-жалпы жұмсалған көміртектің әрбір масса бірлігінен бөлінген СО2 массасын алу үшін көбейту коэффициенті.

Өлшем бірлігі тонна болса, дөңгелектеу екі ондық таңбаға дейін орындалады.

28. Зертханалық талдауларды жүргізу мүмкін болмаған жағдайда зауыт операторы осы Әдістеменің қосымшасының 7 және 8 кестелеріне сәйкес көрсеткіштерді немесе пайдаланылған анықтамалық материалдарға сілтемені көрсететін анықтамалық ақпаратты пайдаланады.

29. Осы Әдістемеге енгізілмеген өндірістік процестер болған жағдайда зауыт операторы парниктік газдар шығарындыларын есептеудің халықаралық әдістерін пайдаланады.

Алюминий, ферроқорытпа, қорғасын және мырыш өндіру
жөніндегіпарниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесіне
қосымша

1-кесте

Алдын ала күйдірілген аноды бар электролизерлерге арналған технологиялық параметрлер

Алдын ала күйдірілген анодтармен электролиздегіштер үшін технологиялық параметрлер	Халықаралық алюминий институты деректерінің негізінде берілген коэффициенттер	ҚР кәсіпорындарында пайдалануға ұсынылған алюминий тотығының орталық жүктемесімен және нақты көзімен, газдарды жоюдың жоғары тиімді жүйелерімен жабдықталған алдын ала күйдірілген анодтармен технологиялық электролиздегішті қолдану коэффициенттері
		Төмен	Орташа	Жоғары
Алюминий тоннасына алдын ала күйдірілген анодтарды нетто-тұтыну	0,56	0,415	0,43	0,44
Күкірттің құрамы, %	2	0,6	1,8	3,0
Күлдің құрамы, %	0,4	3,0	3,77	4,54

2-кесте

Шайырдың Ұшпа заттарын жағудан СО2 шығарындыларын бағалау үшін пайдаланылатын технологиялық параметрлер

Параметр	2 деңгей әдісі		3 деңгей әдісі
Параметр	Деректер көзі	Белгісіздік (+/- %)	Деректер көзі	Белгісіздік (+/- %)
GA: күйдірілмеген анодтардың бастапқы салмағы(жылына күйдірілмеген анодтардың тоннасы)	Жеке кәсіпорындардың деректері	2	Жеке кәсіпорындардың деректері	2
Hw: күйдірілмеген анодтардағы сутегі мөлшері (тонна)	Берілген өнеркәсіп үшін әдеттегі мәнді қолданыңыз = 0,005 × GA	50	Жеке кәсіпорындардың деректері	10
BA: күйдірілген анодтар өндірісі (жылына тонна)	Жеке кәсіпорындардың деректері	2	Жеке кәсіпорындардың деректері	2
WT: жиналған гудрон қалдықтары (тонна) а) Райдхаммер пештері Метод уровня 2 б) барлық басқа пештер	Берілген өнеркәсіп үшін әдеттегі мәнді пайдаланыңыз, а) 0,005 × GA б) шамалы	50	Жеке кәсіпорындардың деректері	20

3-кесте

Күйдіру пешін тиеуден СО2 шығарындыларын бағалау үшін пайдаланылатын технологиялық параметрлер

Параметр	2 деңгей әдісі		3 деңгей әдісі
Параметр	Деректер көзі	Белгісіздік (+/- %)	Деректер көзі	Белгісіздік (+/- %)
РСС: коксты тұтыну (жылына тонна / тонна күйдірілген анодтар)	Берілген өнеркәсіп үшін 0,015 типтік мәнін пайдаланыңыз	25	Жеке кәсіпорындардың деректері	2
BA: күйдірілген анодтар өндірісі (жылына тонна)	Жеке кәсіпорындардың деректері	2	Жеке кәсіпорындардың деректері	2
Spc: Кокс тиеу пеш күкірт мазмұны (салмағы.%)	Осы өнеркәсіп 2 үшін типтік мәнін пайдаланыңыз	50	Жеке кәсіпорындардың деректері	10
Золаpc: кокстегі күлдің мөлшері, (салмағы. %)	Осы өнеркәсіп үшін 2,5 типтік мәнін пайдаланыңыз	95	Жеке кәсіпорындардың деректері	10

4-кесте

Әр түрлі технологиялар бойынша ПФУ шығарындыларын есептеу үшін CF₄ және C₂ F₆ үшін бұрыштық коэффициенттер

Технология а	Бұрыштық коэффициент ^b , ^c CF үшін ₄ кг/тонна, ( килограмм CF₄ /тонна алюминий)/(анодтық әсер минуттары/ванна-күн)		Асқын кернеу коэффициенті _b , _c , _d , [(кг_CF4 /T_Al )/ (мB )]		Салмақ қатынасы C₂ F₆ /CF₄
Технология а	CF4	Белгісіздік, (+/-) %	CF4	Белгісіздік, (+/-) %	C₂ F₆ / CF₄	Белгісіздік, (+/-) %
GWPB	0,143	6	1,16	24	00,121	11
SWPB	0,272	15	3,65	43	00,252	23
VSS	0,092	17	Қолданылмайды	Қолданылмайды	00,053	15
HSS	0,099	44	Қолданылмайды	Қолданылмайды	00,085	48
Ескерту: ^а Орталық престеу (GWPB), бүйірлік алдын ала өңдеу (SWPB), тік Sodeberg Stud әдісі (VSS). ^b Дереккөз: IAI -ға хабарланған өлшемдер, АҚШ қаржыландыратын өлшемдер EPA, әртүрлі өсімдіктердің өлшемдері. ^в Әрбір бұрыштық кернеу коэффициенті әртүрлі технологиялар бойынша шығарындылардың арақатынасын болжайды: GWPB 98%, SWPB 90%, VSS 85%, HSS 90%. Бұл пайыздар PFC фракциясының өлшемдері, фтор газының шығымдылығы өлшеу және сарапшылардың қорытындысы негізінде ұсынылды. ^г Көрсетілген коэффициенттер оң асқын кернеуді тіркейтін бірнеше кәсіпорындарда және алгебралық асқын кернеуді тіркейтін басқа кәсіпорындарда жүргізілген өлшемдерді көрсетеді. Қазіргі уақытта оң және алгебралық асқын кернеу арасындағы тұрақты байланыс орнатылмаған. Оң асқын кернеу алгебралық асқын кернеуге қарағанда PFC шығарындыларымен жақсы корреляция беруі керек. Толқын факторлары VSS және HSS технологияларына қолданылмайды.

5-кесте

СН4 шығарындыларының коэффициенттері (СН4 кг / өнімнің тоннасына)

Шығарындылар	Қорытпа	Өндіріс әдісі
Шығарындылар	Қорытпа	Шихтаны партиялармен салу	Шихтаны үздіксіз салу1)	Шихтаны үздіксіз салу> 7500С 2)
СН4	Si -металл	1,5	1,2	0,7
	FeSi 90	1,4	1,1	0,6
	FeSi 75	1,3	1,0	0,5
	FeSi 65	1,3	1,0	0,5
1)Үздіксіз салу – әр минут сайын шихтаны үнемі салу; 2)Егер термопара пеш қақпағында жағуды "көре" алмаса, шығатын газ арналарындағы температураны өлшеу.

6-кесте

Ферроқорытпалар өндірісі үшін СО2 шығарындыларының коэффициенттері (СО2 тонна/тотықсыздандырғыш тоннасы)

Тотықсыздандырғыш (қолдану)	Шығарындылар коэффициенті
Көмір (FeSi және кремний қорытпалары үшін)	3,1
Көмір (басқа ферроқорытпалар үшін)	төменде қараңыз*
Кокс (FeMn және SiMn үшін)	3,2 - 3,3
Кокс (Si және FeSi үшін)	3,3 – 3,4
Кокс (басқа ферроқорытпалар үшін)	төменде қараңыз*
Термиялық өңделген электродтар	3,54
Электрод массасы	3,4
Мұнай коксы	3,5
*Кадастр құрастырушыларға белгілі бір ферроқорытпа өндірушісі үшін көмір және/немесе кокс қоспасының орташа мәніне негізделген нақты өндірушіге тән мәндерді пайдалану ұсынылады. Дереккөз: Olsen (2004), Lindstad (2004); КӨҮСТ, 2006 ж.

7-кесте

Қорғасын өндірісінде пайдаланылатын материалдардағы көміртегінің құрамы (кг көміртегі /кг өнім)

Технологиялық материалдар	Көміртегінің құрамы
Доменді газ	0,17
Сүрек көмір*	0,91
Көмір1	0,67
Таскөмір қара майы	0,62
Кокс	0,83
Камералық пештерден газ	0,47
Кокстелетін көмір	0,73
ЭДП2 көміртекті электродтар	0,82
ЭДП3 шихтасының көміртегі	0,83
Отын майы4	0,86
Газ коксы	0,83
Табиғи газ	0,73
Мұнай коксы	0,87
Дереккөз: көміртегі құрамының мәндері 2-томның 1-тарауындағы 1.2 және 1.3-кестелерде берілген (Энергетика) КӨҮСТ, 2006 ж. Ескертпелер: 1 – битуминозды көмірдің басқа түрлері үшін; 2 – 80% мұнай коксы және 20% таскөмір қара майы болған жағдайда; 3 – кокс пешінің коксы үшін; 4 – газ/дизель отыны үшін. * Көмірден СО2 шығарындыларының мөлшерін көміртегі құрамының осы мәнін қолдана отырып есептеуге болады, бірақ ПГ ұлттық кадастрларында оны 0-ге тең етіп көрсету керек (1.2-томның 1-бөлімін қараңыз, КӨҮСТ, 2006 ж.)

8-кесте

Құрамында көміртегі бар технологиялық материалдардағы көміртегінің мөлшері

Технологиялық материалдар	Көміртегі құрамы, көміртегі тоннасы/ тонна
Кокстық шлам	0,2239
Мойындық шаңы	0,204
Таскөмір шайыры	0,91
Бензол	0,92
Нафталин	0,94
Әктас	0,12
Доломит	0,13
Шойын	0,04
Шойын сынығы	0,04
Болат	0,01
Темір сынығы	0,01

Қазақстан Республикасы
Экология және табиғи
ресурстар министрі
2023 жылғы 17 қаңтардағы
№ 9 Бұйрығына
7 қосымша

Орман шаруашылығында жөніндегі парниктік газдар сіңірулерін есептеу

1 тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Орман шаруашылығында жөніндегі парниктік газдардың сіңірулерін есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) Қазақстан Республикасы Экологиялық кодексінің 294-бабының 3-тармағына сәйкес әзірленген және Орман шаруашылығында парниктік газдардың сіңірулеру арналған.

2. Осы Әдістемеде мынадай терминдер мен анықтамалар пайдаланылады:

1) валидация және верификация жөніндегі орган - валидацияны және/немесе верификацияны валидацияның және/немесе верификацияның келісілген критерийлеріне сәйкестікке орындайтын орган;

2) парниктік газдарды сіңірудің базалық деңгейі-парниктік газдардың сіңірілуін ұлғайтуға бағытталған көміртегі офсетін өткізбей, пайдаланудың қазіргі жағдайлары кезінде белгілі бір кезең үшін парниктік газдарды сіңірудің көміртегі қостотығы эквивалентінің тоннасымен көрсетілген шамасы;

3) валидация-халықаралық стандарттар мен Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген талаптарға сәйкестікті бағалаудың және мониторинг жоспарын, сондай-ақ парниктік газдар шығарындыларын азайту немесе сіңірулерін ұлғайту жөніндегі жобаларды әзірлеу шеңберіндегі құжаттаманы растаудың жүйелі, тәуелсіз және құжатпен ресімделген процесі;

4) верификация - халықаралық стандарттар мен Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген талаптарға сәйкестікті бағалаудың және парниктік газдарды түгендеу туралы есепте және парниктік газдар шығарындыларын азайту немесе сіңірулерін ұлғайту жөніндегі жобаларды іске асыру туралы есепте көрсетілген мәліметтердің анықтығын растаудың жүйелі, тәуелсіз және құжатпен ресімделген процесі;

5) толықтыру-жоба қатысушыларына жоба бойынша ПГ нетто-сіңірілуінің ұлғаюы жоба болмаған кезде орын алатын жағдайға қосымша болып табылатынын орынды түрде көрсету талабы;

6) ағу - жоба бойынша қызметке негізделген, бірақ оның шекарасына енгізілмеген, жоба іске асырылатын жерден тыс парниктік газдар шығарындыларына немесе сіңірулеріне әсер ету;

7) жобаның өтініш берушісі - офсетік жобаны қоршаған ортаны қорғау саласындағы уәкілетті органның қарауына және мақұлдауына ұсынатын жеке, заңды тұлға немесе заңды тұлғалар тобы.

3. Осы Әдістемеге пайдаланылатын өзге де терминдер мен анықтамалар Қазақстан Республикасының заңнамасына сәйкес қолданылады.

4. Орман шаруашылығында парниктік газдарды сіңіру жөніндегі жобалар үшін БҰҰ КӨНК бекіткен, жобалардың әртүрлі элементтері (көміртегі оқтары бойынша ПГ сіңірулері мен шығарындыларын есептеу, базалық желіні әзірлеу, Жобаның толықтырылуын негіздеу) интеграцияланған шоғырландырылған әдістемелерді пайдалану ұсынылады:

1) ірі ауқымды жобалар үшін – батпақтардан басқа ормандарды өсіру және ормандарды қалпына келтіру үшін AR-ACM0003 әдістемесі;

2) шағын көлемді жобалар үшін-Батпақты қоспағанда, ормандарды өсіру және ормандарды қалпына келтіру үшін AR-АMS0007 әдістемесі.

Жобаларды дайындау кезінде жобалау қызметіне байланысты парниктік газдардың сіңірілу немесе эмиссия шамасын бағалау үшін бекітілген ұлттық көрсеткіштерді (олар болған кезде) не ЭМ және БҰҰ КӨНК аясында қабылданған әдіснамалар бекіткен және ұсынған халықаралық көрсеткіштерді пайдалану ұсынылады.

Сіңірудің көміртегі офсеттерін әзірлеу және өткізу Қазақстан Республикасы Экология кодексінің 298-бабының 4-тармағына сәйкес жүзеге асырылады.

Көміртекті сіңіру офсетінің жобалық құжаттамасы көміртегі офсетінің ережелеріне сәйкес нысан бойынша әзірленеді.

5. Жобаның негізгі сызығын анықтау Қазақстан Республикасы Экология, Геология және табиғи ресурстар министрінің м.а. көміртегі офсетін мақұлдау және офсеттік бірліктерді беру қағидаларына сәйкес (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 25074 болып тіркелген) жобаға өтініш беруші базалық сценарийді сипаттайды.

Негізгі сценарийді сипаттау үшін жобаның шекараларын анықтау қажет:

6. Жобаның шекарасын анықтау

Жобалау қызметі бірнеше жер учаскесін қамтуы мүмкін. Әр учаске географиялық тұрғыдан дәл анықталуы керек. Шекара әрбір жеке учаске үшін анықталады. Әрбір жеке учаскені көпбұрышпен анықтауға болады, сондықтан жобаның шекарасы түсінікті және тексерілетін болады, көпбұрыштың әр бұрышы үшін GPS координаттары жазылады, содан кейін олар құжатталады, мұрағатталады және осы Методикаға қосымшанын 1-кестеде жобаға қоса беріледі.

7. Базалық сызық үшін ең ықтимал сценарийді таңдау. Жоба қатысушылары келесі алгоритмді қолдана отырып, базалық сценарийді анықтауы керек:

1. Жобаның шекарасына енгізілген жерлерде жер пайдаланудың ықтимал баламаларын айқындау және тізбелеу (жобасыз сценарий).

2. 1-қадамда анықталған сценарийлердің қайсысы ең ықтимал екенін негіздеу. Бағалауды келесі жолдармен жасауға болады:

а) жалпы тәсіл: балама сценарийлерді іске асыру үшін жақын жердегі, қаржылық және/немесе өзге де кедергілердің қалай пайдаланылатынын көрсету;

б) орман пайдалану үшін арнайы: инвестициялық талдауды немесе кедергілерді талдауды қолдану, көміртекті қаржыландыруды пайдаланбай жобаны іске асыру мүмкін еместігін көрсету;

в) арнайы ауыл шаруашылығы жерлері үшін: жер тек орман шаруашылығының мұқтаждықтары үшін ғана ресми түрде бөлінгенін және шаруашылық қызметті шектеуге арналған бұл шешім жоба жүргізілетін ауданда шын мәнінде орындалатынын көрсету, жобалық жерлердегі баламалы ауыл шаруашылығы қызметінің қаржылық дәрменсіздігін көрсету.

8. Базалық сызық бойынша ПГ таза қорын анықтау келесі алгоритм бойынша орындалады.

1) Әрбір страта бойынша көміртегі қорының сомасы айқындалады:

өсіп тұрған ағаштары жоқ страталар үшін көміртегі қорының мөлшері жер үсті және жер асты биомасса оқтары бойынша нөлге тең деп саналады;

жер үсті және жер асты биомассасының оқтары бойынша көміртегі қоры ағаштар санын экстраполяциялауға және өсу үлгілері, аллометриялық теңдеулер, жергілікті немесе ұлттық параметрлер немесе МГЭИК белгілеген параметрлер бойынша олардың өсуіне негізделеді.

2) Барлық страталар бойынша көміртегі қорының нетто-өзгерісінің сомасы айқындалады.

9. Базалық желі жобаға дейін айқындалады және жоба бойынша көміртегі бірліктерін алудың барлық кезеңі бойы тұрақты болып қалады және әдетте мониторинг рәсіміне жатпайды.

Көрсеткіш: Базалық сызық бойынша көміртегі қорының өзгеруі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- t жылы үшін ағаштардың тірі биомассасындағы көміртегі қорының өзгеру сомасы, тонна СО₂;

- j типті I страта үшін ағаштардың тірі биомассасындағы көміртегі қорының орташа жылдық өзгеруі, тонна СО₂;

- жобалау қызметі болмаған кезде j типті I страта үшін ағаштардың тірі биомассасындағы көміртегі қорының орташа жылдық өзгеруі, тонна СО₂;

I-страта;

J-ағаш түрі;

t-несие беру кезеңінің бір бөлігі.

Өсіп келе жатқан ағаштары жоқ страталар

р нөлге тең. Сирек өсетін ағаштары бар страталар үшін

) келесі әдістермен есептеледі. Әдісті таңдау бастапқы деректердің қол жетімділігіне байланысты.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ

10. 1-әдіс (көміртекті пайда-шығын әдісі). Көрсеткіш: Ағаштардың тірі биомассасындағы көміртегі қорының орташа жылдық өзгеруі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- j типті I стратасы үшін ағаштардың тірі биомассасындағы көміртегі қорының орташа жылдық өзгеруі, тонна СО₂;

- j типті I стратасы үшін ағаштардың тірі биомассасындағы көміртегі қорының орташа жылдық өсуі, тонна СО₂;

- j типті I стратасы үшін ағаштардың тірі биомассасындағы көміртегі қорының орташа жылдық төмендеуі, тонна СО₂.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ

11. Көрсеткіш: Ағаштардың тірі биомассасындағы көміртегі қорының орташа жылдық өсуі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- j типті i стратасы үшін ағаштардың тірі биомассасындағы көміртегі қорының орташа жылдық өсуі, тонна СО₂;

AiJ- j түріндегі стратаның ауданы, гектар;

– j типті i стратасы үшін тірі ағаштардың жалпы құрғақ биомассасының орташа жылдық өсуі, бір гектарға тонна құрғақ зат;

CFj- j түріндегі көміртегі мөлшері, тонна с;

44/11-молекулалық массаның СО₂ және көміртегіге қатынасы, өлшемсіз.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ

12. Көрсеткіш: Тірі ағаштардың жалпы құрғақ биомассасының орташа жылдық өсуі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

– j типті i стратасы үшін тірі ағаштардың жер бетіндегі құрғақ биомассасының орташа жылдық өсуі, бір гектарға тонна құрғақ зат;

Rj-тамырлар мен қашу қатынасы j түрлерінің өсуіне сәйкес келеді, өлшемсіз;

Iv,ij,t– м3 j түрінің i стратасы үшін тірі ағаштардың тауарлық сүрегі көлемінің орташа жылдық ұлғаюы;

Dj- j түрлері бойынша ағаштың негізгі тығыздығы, м3 тонна;

BEF1,j– j түрлері бойынша жалпы жер үсті биомассасының ұлғаюына тауарлық ағашта (қабықты қоса алғанда) кодтық таза ұлғаюды конверсиялау үшін биомассаның өсу коэффициенті осы Методика 2 кестесіне сәйкес, өлшемсіз.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ

13. 2-әдіс (қорды өзгерту әдісі).

Көрсеткіш: Ағаштардың тірі биомассасындағы көміртегі қорының орташа жылдық өсуі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- j типті і стратасы үшін ағаштардың тірі биомассасындағы көміртегі қорының орташа жылдық өсуі, тонна СО₂;

– j типті і стратасы үшін ағаштардың тірі биомассасындағы көміртектің жиынтық қоры, уақыт сәтінде 2, тонна С;

– j типті і стратасы үшін ағаштардың тірі биомассасындағы көміртектің жиынтық қоры, уақыт сәтінде 1, тонна с;

T -2 және 1 сәттер арасындағы жылдар саны;

- j түр і стратасы үшін ағаштардың тірі биомассасының жер бетіндегі бөлігіндегі көміртек қоры, тонна с;

CBB,i - j түр і стратасы үшін ағаштардың тірі биомассасының жер асты бөлігіндегі көміртек қоры, тонна с;

Aij x -j түріндегі стратаның ауданы, гектар;

Vij - j типті і стратасының тауарлық сүрегінің көлемі, м3 гектарына;

Di -j түрлері бойынша ағаштың негізгі тығыздығы, м3 тонна;

BEF2,i– тауарлық ағаштағы жылдық таза өсуді (қабығын қоса алғанда) J түрлері бойынша жалпы жер үсті биомассасын ұлғайтуға айырбастау үшін биомассаның өсу коэффициенті осы Методика 2 кестесіне сәйкес, өлшемсіз;

CFj - j түріндегі көміртегі мөлшері, тонна с;

Rj- тамырлар мен қашу қатынасы j түрлерінің өсуіне сәйкес келеді, өлшемсіз.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ

Көміртегінің қоры есептелетін 1 және 2 уақыт сәттері Кредиттеу кезеңінде базалық желінің сценарийі бойынша ағаштардың үлгілік жасы бойынша репрезентативті болуы тиіс. Мысалы, егер жобаның бастапқы кезеңінде ағаштар қазірдің өзінде жетілген болса, белсенді өсудің бастапқы кезеңін сипаттайтын 1 және 2 уақыт нүктелерін алмау керек.

1 және 2-әдістер ашықтық пен консерватизм тұрғысынан баламалы. Әдістемені таңдау есептеу үшін қол жетімді параметрлермен анықталады. Тірі ағаштардың тауарлық сүрегі көлемі орташа жылдық ұлғаюы ағаштар j типті і стратасының тауарлық сүрегінің көлемі және j түрінің i стратасы үшін тірі ағаштардың тауарлық сүрегі көлемінің орташа жылдық ұлғаюы ағаштар саны мен ұлттық/жергілікті өсу қисығы/кесте негізінде есептеледі, ол әдетте орманды түгендеу органдарынан қолжетімді. Түрлер бойынша ағаштың негізгі тығыздығы, тауарлық ағаштағы жылдық таза өсуді (қабығын қоса алғанда), j түріндегі көміртегі мөлшері j түріндегі көміртегі мөлшерінің коэффициенті және тамырлар мен қашу қатынасының аймақтық және түрге тән.

Деректерді пайдаланудың мынадай тәртібі (басымдығы) белгіленеді:

1) қолданыстағы жергілікті түрлердің ерекшеліктері;

2) Ұлттық түрлік ерекшеліктер (мысалы, МТ түгендеу жөніндегі ұлттық есептен);

3) Ғаламдық түрлердің сипаттамалары (мысалы, GPGLULUCF).

Түр спецификациясы туралы ақпарат болмаған жағдайда ұқсас түрдің спецификациясы (ағаш пішіні, жалпақ жапырақты немесе қылқан жапырақты және т.б.) пайдаланылады, алайда жоғарыда көрсетілген деректерді таңдау басымдығын басшылыққа ала отырып.

Жергілікті деректердің толық еместігіне байланысты жаһандық және ұлттық дерекқорларды таңдаған кезде, мәндерді таңдау парниктік газдардың бастапқы жойылуын төмендетпейтін кез келген қолжетімді жергілікті ақпаратпен расталады. Валидация үшін пайдаланылатын жергілікті деректер әдебиеттерден және жергілікті орман тізімдемелерінен алынады немесе жобаға қатысушылардың өлшеулерінен тікелей алынады, әсіресе ағаштың жасы мен түріне өте тәуелді биомасса өсу қарқыны үшін.

Негізгі сценарийдегі ағаштар ормандағы ағаштар емес, сондықтан ормандағы ағаштарға қарағанда олар үшін жоғары өсу параметрлері пайдаланылады.

2 тарау. Парниктік газдардың сіңірілуін бағалау

14. Параметрлік мәндер мен бағалауларды таңдаған кезде жобаға қатысушылар консервативті тәсілді басшылыққа алады, яғни параметрдің әртүрлі мәндері үшін олар парниктік газдардың жылдық таза сіңірілуін асыра бағалауға немесе төмен бағалауға әкелмейтін мәнді таңдайды. негізгі таза парниктік газдарды сіңіру.

15. Көміртегі бассейндеріндегі көміртегі қорларындағы тексерілетін өзгерістер. j (DCij,project) түрінің i қабаты бойынша бақылау нүктелері арасындағы тірі ағаштардың биомассасының жоғарыдағы және төменгі жағындағы көміртегі қорының орташа жылдық өзгеруі екі әдіс арқылы есептеледі. Алайда, j қабаты ((DCL,ij)) түрлері үшін тірі ағаш биомассасының жоғалуына байланысты көміртегі қорының орташа жылдық қысқаруын есептеу үшін көміртегі жоғалту әдісін қолданғанда келесідей:

16. Көрсеткіш: Тірі ағаштар биомассасының жоғалуы салдарынан көміртегі қорының орташа жылдық азаюы:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- j түр I стратасы үшін тірі ағаштар биомассасының жоғалуы салдарынан көміртегі қорының орташа жылдық азаюы, тонна с;

Lfellings,ij – j түр і стратасы үшін тірі ағаштардың биомассасын коммерциялық кесу себебінен көміртектің жылдық шығындары, тонна с;

Lfuelwood,ij – I типті j стратасы үшін тірі ағаштар биомассасының ағаш отынын жинау себебінен көміртектің жылдық ысырабы, тонна с.

Ескерту: көрсеткіштер бойынша қосарланған шоттан аулақ болу Lfuelwood,ij және Lfellings,ij.

Жинау құрғақ және ағаш қоқыс төсеніш осы көрсеткіштер емес, т. б. деректер көміртекті пул әдіснамаға ескерілмейді.

Lotherloss,ij – j түр і стратасы үшін тірі ағаштардың биомассасы көміртегінің жылдық табиғи ысырабы, тонна с;

Hij-j түріндегі I страта үшін жыл сайын алынатын тауарлық сүрек көлемі, м3 жылына;

Dij -j түрлері бойынша ағаштың негізгі тығыздығы осы Методика 2 кестесіне сәйкес, м3 тонна;

BEF2,j - тауарлық ағаштағы жылдық таза өсуді (қабығын қоса алғанда) J түрлері бойынша жалпы жер үсті биомассасының ұлғаюына айырбастау үшін биомассаның өсу коэффициенті, өлшемсіз;

CFj-j түріндегі көміртегі мөлшері, тонна с;

FGij-I типті J стратасы үшін тірі ағаштардан ағаш отынын жылдық жинау көлемі, м3 жылына;

– j түріндегі I страта үшін бұзушылықтардан зардап шеккен алаңдар, жылына гектар;

– I типті j стратасы үшін тірі ағаштар биомассасының өлшемсіз, бұзылулардан зардап шеккен үлесі;

Bw,ij– I типті j стратасы үшін тірі ағаштардың орташа биомасса қоры , тоннна гектар.

Ескертпе: Lfuelwood, ij және Lfellings, ij үшін қосарлы санау қолданылмайды.

Қоқыстан өлі ағаш пен ағаш қалдықтарын жинау бұл көрсеткіштерге ешқандай қатысы жоқ, өйткені бұл көміртекті бассейндер әдістемеде ескерілмейді.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

17. Көздер бойынша парниктік газдардың шығарындылары. Орман өсіру/қалпына келтіру жобасының іс-шаралары жоба шекарасында парниктік газдар шығарындыларын тудырады. CO₂, CH₄ және N₂O шығарындылары келесі әрекеттердің нәтижесі болып табылады:

1. жергілікті жерді дайындау, орманды сирету және кесу үшін қазбалы отынды жағудан ПГ эмиссиялары;

2. өсіп келе жатқан ағаштармен бәсекелесуден немесе субфеканы қоса алғанда, рельефті дайындаудан туындаған қолданыстағы ағаш емес өсімдіктердің тірі биомассасындағы көміртегі қорын азайту;

3. жергілікті жерді дайындау үшін биомассаны жағу нәтижесінде көміртегі тотығынан ерекшеленетін ПГ эмиссиялары (кіші бөлім);

4. азот бар тыңайтқыштарды қолданудан туындаған N₂O шығарылымы.

18. Көрсеткіш: Жобаның шекарасы шегінде жобаны іске асыру нәтижесіндегі ПГ эмиссиялары:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

GHGE- жобаның шекарасы шегінде жобаны іске асыру нәтижесіндегі ПГ эмиссиялары, жылына СО₂ тонна;

-жоба шекарасы шегінде қазбалы отынды жағудан СО₂ эмиссиясы, жылына СО₂ тонна;

-ағаш емес өсімдіктердің тірі биомассасындағы көміртегі қорының азаюы нәтижесінде СО₂ эмиссиясы, жылына СО₂ тонна. Бұл бір реттік шығын, сондықтан бақылаудың бірінші нүктесінде бір рет ескеріледі;

– жобаның шекарасы шегінде биомассаны жағу нәтижесінде СО₂-дан ерекшеленетін ПГ эмиссиялары, жылына СО₂-эквиваленті тонна;

– жоба шегінде азотты тікелей пайдалану нәтижесінде n₂o эмиссиясы, жылына СО₂-эквиваленті тонна.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

Базалық сценарий бойынша сіңіргіштермен бағаланатын соңғы антропогендік абсорбция

19. Көрсеткіш: Жоба шекарасы шегінде қазбалы отынды жағудан СО₂ эмиссиясы:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- жоба шекарасы шегінде қазбалы отынды жағудан СО₂ эмиссиясы, жылына СО₂ тонна;

CSPdiesel-дизель тұтыну көлемі, жылына литр;

EFdiesel -дизельден алынатын эмиссия, жылына СО₂ кг;

CSPgasoline-бензин тұтыну көлемі, жылына литр;

EFgasoline-бензиннен алынатын эмиссия, жылына СО₂ кг;

0,001-килограмды тоннаға ауыстыру коэффициенті СО₂.

Жобаға қатысушылар ұлттық құндылықтар болмаған жағдайда CO₂ шығарындыларының ұлттық деректерін немесе халықаралық құндылықтарды пайдаланады.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

Қолданыстағы ағаш емес өсімдіктердің тірі биомассасындағы көміртегі қорының азаюын есептеу:

Барлық ағаш емес өсімдіктер учаскелерді дайындау процесінде немесе өсіп келе жатқан ағаштармен бәсекелестік процесінде жоғалады деп болжанады. Бұл консервативті тұжырым, өйткені өсімдіктердің бір бөлігі сақталады немесе қалпына келеді. Ағаш емес өсімдіктердің жоғалуынан көміртектің жоғалуы мониторингтің бірінші кезеңінде кредит беру кезеңінде бір мезгілде ескеріледі.

20. Көрсеткіш: Сүрексіз өсімдіктердің тірі биомассасындағы көміртегі қорының азаюы нәтижесінде СО₂ эмиссиясы:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

-сүрексіз өсімдіктердің тірі биомассасындағы көміртегі қорының азаюы нәтижесінде СО₂ эмиссиясы, жылына СО₂ тонна;

SiAi -і стратасының жалпы ауданы, гектар;

Bnon-tree,i– I стратасы үшін жоба бойынша отырғызуға жататын жерлердегі сүрексіз биомассаның орташа қоры, тонна құрғақ зат;

CFnon-tree - сүрексіз өсімдіктердің құрғақ биомассасындағы көміртегі мөлшері, тонна құрғақ заттың тоннасына с;

44/12-СО₂ мен көміртектің молекулалық массаларының қатынасы, өлшемсіз.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

Биомассаны жағудан ПГ эмиссиясын есептеу

Алаңды дайындау үшін кесу әдісін пайдаланған кезде нәтижесінде CO₂-дан басқа парниктік газдар шығарылады.

21. Көрсеткіш: Есептеу кезінде биомассаны жағу нәтижесінде СО₂-дан ерекшеленетін ПГ эмиссиясының өсуі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- есептеу кезінде биомассаны жағу нәтижесінде СО₂-дан ерекшеленетін ПГ эмиссиясының өсуі, жылына СО₂ эквиваленті тонна;

– биомасса субсекциясы кезінде жағылатын n₂o эмиссиясы, жылына СО₂ тонна;

- биомасса қойнауында жағылатын СН₄ эмиссиясы, жылына СО₂ тонна.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

22. Көрсеткіш: Биомасса субсекциясы кезінде жағылатын n₂o эмиссиясы:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- жер үсті биомассасындағы көміртек қорларының сөл ағызу нәтижесінде жоғалуы, жылына с тонна;

-азоттың көміртекке қатынасы, өлшемсіз;

44/28 -n₂o мен азоттың молекулалық массаларының қатынасы, өлшемсіз;

16/12-молекулалық массалар мен көміртектің қатынасы, өлшемсіз;

ERN20-белгіленген МГЭИК эмиссия деңгейі n₂o=0.007;

ER_ (CH_4 )– эмиссияның белгіленген МГЭИК деңгейі СН СН=0.012;

GWPN20-n₂ o үшін жаһандық жылыну потенциалы, кг СО₂-эквиваленті кг n₂-эквиваленті (МГЭИК мәні – 310);

GWPCH20– ғаламдық жылыну потенциалы СН₂, кг СО₂-эквивалент кг СН₂-эквивалент үшін.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

23. Көрсеткіш: Жер үсті биомассасындағы көміртек қорларының сөл ағызу нәтижесінде жоғалуы:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- жер үсті биомассасындағы көміртек қорларының сөл ағызу нәтижесінде жоғалуы, жылына с тонна;

SiAburn,i– I стратаға арналған кіші бөліктің ауданы, жылына гектар;

Bi-і стратасы үшін жағылғанға дейінгі жер үсті биомассасының орташа қоры, бір гектарға тонна құрғақ масса;

CE-жану тиімділігі, өлшемсіз, MГЭИК – 0,5 орнатылған;

CF-құрғақ биомассадағы көміртектің үлесі, бір тонна құрғақ затқа с тонна.

Егер жану тиімділігін анықтау мүмкін болмаса, IPCC әдепкі мәні 0,5 пайдаланылады. Азот пен көміртегі қатынасы шамамен 0,01 құрайды. Бұл әдепкі мән жапырақты қоқыс үшін қолданылады, егер бар болса, үлкенірек ағаш қоқыс жоғарырақ жылдамдықпен төгіледі.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

24. Көрсеткіш: Жоба шекарасы шегінде азотты қолдану нәтижесінде N₂O -ның тікелей эмиссиясы:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

– жоба шекарасы шегінде азотты қолдану нәтижесінде n₂o-ның тікелей эмиссиясы, жылына СО₂-эквиваленті тонна;

FSN-NH3 және NOx ретінде булануға түзетілген синтетикалық азот тыңайтқышының массасы, жылына тонна азот;

FON-NH3 және NOx ретінде булануға түзетілген органикалық азот тыңайтқышының жылдық массасы, жылына тонна азот;

NSN-Fest– синтетикалық азот тыңайтқышының массасы, жылына тонна азот;

NON-Fest - органикалық азот тыңайтқышының массасы, жылына тонна;

EF1-құрамында азот бар компоненттерден эмиссия коэффициенті, тонна N₂O-N тоннаға N;

FracGASF-NH3 және Nox сияқты буланған бөлік, синтетикалық тыңайтқыштар үшін, өлшемсіз;

FracGASM -бұл буланған бөлік NH3 және Nox, органикалық тыңайтқыштар үшін, өлшемсіз;

44/28 - n₂o мен азоттың молекулалық массаларының қатынасы, өлшемсіз;

-n₂o үшін ғаламдық жылыну потенциалы, кг СО₂-эквивалент үшін кг n₂-эквивалент.

Шығару коэффициенті азоттың қолданылған массасының 1,25% құрайды. Бұл мән дәлірек коэффициенттер болмаған кезде пайдаланылады.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

25. Көрсеткіш: ПГ-ның нақты таза сіңірілуі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

DCACTUAL- ПГ-ның нақты таза сіңірілуі, жылына СО₂-эквивалентті тонна;

DCij-j типті I СТРАТАСЫ үшін ағаштардың тірі биомассасындағы көміртегі қорының орташа жылдық өзгерісі, жылына СО₂ тонна.

GHGE-жобаны іске асыру нәтижесінде жобаның шекарасы шегіндегі көздер бойынша ПГ эмиссиясы, жылына СО₂-эквивалент тоннасы.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

Параграф 1. Бағаланатын ағып кетулерді есептеу

26. Дизайн параметрлерін таңдағанда, оларды пайдалану ағып кетуді бағаламауға әкелмеуі үшін ең консервативтіге артықшылық беріледі. Ұсынылған жобалық қызметтегі ықтимал ағып кету жобаны іске асыруға байланысты тұқымдарды, құралдарды, жұмысшыларды және орман өнімдерін жеткізуге арналған көліктерде қазбалы отынды жағумен байланысты.

27. Көрсеткіш: Қазбалы отынды көлік құралдарымен жағу салдарынан ПГ жиынтық эмиссиясы:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- қазбалы отынды көлік құралдарымен жағу салдарынан ПГ жиынтық эмиссиясы, жылына СО₂-эквивалент тоннасы;

I-Көлік құралының түрі;

J-отын түрі;

EFij-J отыны бар көлік құралы үшін эмиссия коэффициенті, кг СО₂ литрге;

-J отыны бар көлік құралының отын тұтынуы, литр;

nij-көлік құралдарының саны;

kij-J отыны бар әрбір көлік құралының жүрісі, км;

eij-J отыны бар көлік құралының орташа отын шығыны, км-ге литр.

Елге тән эмиссия факторлары, егер бар болса, пайдаланылады. Олар болмаған жағдайда халықаралық әдістердің құндылықтары қолданылады.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

Параграф 2. Күтілетін бағаланатын сіңіргіштермен соңғы антропогендік абсорбцияны арттыру

28. Соңғы антропогендік абсорбцияның сіңіргіштермен жоғарылауы бағаланады-бұл базалық сызық бойынша ПГ-ның таза сіңуін және ағып кетуін алып тастағанда ПГ-ның нақты таза сіңуі.

29. Көрсеткіш: ПГ-ның таза антропогендік жұтылуы:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

– ПГ-ның таза антропогендік жұтылуы, жылына СО₂-эквивалентті тонна;

– ПГ – ның нақты таза сіңірілуі, жылына СО₂ эквиваленті тонна;

CBSL– базалық желі бойынша ПГ таза сіңірілуі, жылына СО₂-эквивалент тоннасы;

– қазбалы отынды тұтатудың жиынтық эмиссиясы, жылына СО₂-эквивалентті тонна.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

30. Жоба шекарасының мониторингі және жобаны іске асыру: Жобаның мониторингі барысында жоба бойынша жер учаскелерінің алаңы құжаттамада мәлімделген алаңға сәйкес келетінін көрсету қажет.

Ол үшін келесі процедуралар жүргізіледі:

1. әрбір учаске бойынша жобалау қызметінің нақты шекараларын далалық зерттеу;

2. GPS көмегімен географиялық координаттарды (көпбұрышты учаскелердің әр бұрышының ендік және бойлық) өлшеу;

3. жоба құжаттамасындағы сипаттамамен жобаның нақты шекараларының сәйкестігін тексеру;

4. географиялық координаттарды өлшеу және ГАЖ жүйесін пайдалану арқылы әр қабат пен субстраттың нақты аумағын есептеуді зерттеу.

31. Жобаның шекарасы кезең бойына мерзімді бақылауға жатады, өйткені жоба аумағындағы ормандарды кесу жағдайлары бар. Факті анықталған кезде ормансыз аумақтар анықталады. Кейбір аудандарда орман өсірудің тиімсіздігімен бұл факт құжатталған.

32. Жобада көрсетілген екпелердің сапасын және олардың дұрыс орындалуын растау үшін отырғызудың алғашқы үш жылында келесі процедуралар жүргізіледі:

1) жер мен топырақты дайындау жобаға сәйкес жүргізілгенін растау қажет. Егер кез-келген өсімдік алдын-ала алынып тасталса, шығарындылар есептелуі керек (есептеу әдісі төменде келтірілген);

2) топырақ пен жерді дайындау топырақтан көміртектің ұзақ мерзімді таза эмиссиясын тудырмайтынын растау;

өмір сүру деңгейін тексеру:

1) отырғызылғаннан кейін үш айдан кейін ағаштардың өмір сүруінің бастапқы деңгейі; қайта отырғызу 90% -дан аз өмір сүру деңгейінде жүзеге асырылады;

2) соңғы тексеру отырғызудан үш жыл өткен соң жүргізіледі;

3) өмір сүру деңгейін тексеру тұрақты айқындалған жекелеген учаскелерде жүргізілуі мүмкін;

4) арамшөптердің санын тексеруге: арамшөптермен күресу жобаға сәйкес жүзеге асырылатындығын тексеріңіз;

5) страталар мен субстраттардың түр құрамының жобаға сәйкестігін тексеру және тексеру.

33. Орманды басқару практикасы жоба бойынша ПГ балансының маңызды факторы болып табылады, сондықтан оны бақылау керек. Мониторинг орман екпелерін басқарудың мынадай салаларын қамтиды:

1) олардың жұқаруы: нақты рельеф, алаң, ағаш түрлері, жұқару қарқындылығы, жойылған биомасса көлемі;

2) кесу жұмыстары: кесу орындары, ауданы, ағаш түрлері, алынған биомасса көлемі;

3) тыңайтқыш: ағаш түрлері, Қолданылатын тыңайтқыштардың орны, саны және көлемі;

4) тікелей орман өсіруді немесе тұқым себуді пайдаланған кезде ағаш кесу учаскелерінің ағаш кесілгеннен кейін дереу қайта отырғызылғанын немесе қайта себілгенін тексеру және растау;

5) ағаш кесу үшін жерді табиғи қалпына келтіре отырып, табиғи қалпына келтіру үшін қолайлы жағдайлардың болуы фактісін тексеру және куәландыру.

34. Нақты есептеулер үшін үлгілерді стратификациялау және іріктеу: Жобаның аумағы әдетте микроклиматта, топырақ пен өсімдік жамылғысында, ағаштардың әртүрлі түрлік құрамымен және орман екпелерінің жасына байланысты әр түрлі болады. Демек жобаның аумағын стратификациялау қажет. Бұл ең аз шығындармен өлшеу және бақылау дәлдігіне қол жеткізуге мүмкіндік береді. Жобалық аумақты салыстырмалы біртекті бірліктерге стратификациялау шығындарды негізсіз көтерместен өлшеу дәлдігін арттыруға немесе біртекті бірліктер ішіндегі жеткілікті төмен вариация салдарынан өлшеу сапасын төмендетпей шығындарды азайтуға мүмкіндік береді.

35. Алдын ала стратификация келесі алгоритмге сәйкес жүргізілуі мүмкін:

1) Жер үсті және жер асты бассейндеріндегі көміртегі қорына әсер ететін негізгі факторларды бағалау. Бұл факторларға топырақтың қасиеттері, микроклимат, ландшафт, отырғызу үшін ағаштардың түрлік құрамы, отырғызу жылы, екпелерді басқару ерекшеліктері және т.б. кіруі мүмкін.

2) 1-қадамнан негізгі факторлар туралы нақты ақпаратты жинау, мысалы:

a) карталар және / немесе жерді жіктеу кестелері;

b) ең жаңа аэрофотосуреттер / спутниктік суреттер / карталар;

c) топырақ түрлері, аналық жыныс және топырақ карталары;

d) ландшафт және/немесе карта туралы ақпарат;

e) топырақ эрозиясының қарқындылығы;

f) басқа ақпарат.

Ақпарат көздеріне: ұлттық, өңірлік, жергілікті билік органдарының, мекемелердің және/немесе агенттіктердің мұрағаттары, жазбалары, статистикасы, ғылыми есептері мен жарияланымдары және ғылыми әдебиеттер кіруі мүмкін.

3) алдын ала стратификация. Стратификация көміртегі қорын өзгерту үшін негізгі факторлардың маңыздылығына немесе аумақтағы негізгі факторлардың өзгеруіне сәйкес иерархиялық түрде құрылады. Стратификацияның жоғарғы деңгейі аяқталғаннан кейін ғана олар келесіге көшеді. Мысалы, жоба шекарасында айтарлықтай климаттық өзгерістер болған кезде стратификация климаттық айырмашылықтардан басталады. Егер екінші деңгейдің шешуші факторы топырақ болса, онда бірінші деңгейде алынған қабат топырақтың өзгеруіне сәйкес бұзылады. Негізгі факторлардың вариацияларының карталарын қабаттастыру арқылы ГАЖ негізінде стратификацияны жүзеге асырған дұрыс. Бұл жағдайда иерархиялық тәртіпті сақтау талап етілмейді.

4) Әртүрлі страталардың үлгілері бойынша қосымша тексеру жүргізу, мысалы:

a) егер бар болса: түрі, жасы, саны, "кеуде биіктігінде" (DBH) орташа диаметрі және/немесе кездейсоқ учаскедегі ағаштардың орташа биіктігі 400 м2 (бір стратаға кемінде үш бірлік учаске);

b) сүрексіз өсімдіктерден: ауданы 4 м2 (бір қабатқа кемінде 10 учаске) кездейсоқ учаскелердегі жабын алаңы және шөпті өсімдіктер мен бұталардың орташа биіктігі);

c) рельеф пен топырақ факторларына қатысты: топырақ түрі, топырақ тереңдігі, көлбеу бұрышы, топырақ эрозиясының қарқындылығы, жер асты суларының деңгейі және т.б. және органикалық құрамды тексеруге топырақ сынамаларын алу;

d) антропогендік әсердің факторлары: ұсынылған күйдіру, кесу, мал жаю, отын жинау, дәрі-дәрмектерді жинау;

e) жоғарыда аталған негізгі факторлар бойынша айырмашылықтарды талдау. Алдын ала белгіленген қабатта айырмашылықтар болса, тереңірек далалық зерттеу жүргізіледі және келесі тармақты басшылыққа ала отырып, стратификация мүмкіндігі қарастырылады.

5) Алдын ала қабаттардың біртектілігін немесе қабаттар арасындағы елеулі айырмашылықтарды тексере отырып, 4-қадамдағы қосымша ақпарат негізінде кейінгі стратификацияны жүргізіңіз. Біртектілік дәрежесі жобалар арасында ерекшеленеді және қабаттың өлшеміне, қоршаған ортаның өзгергіштік дәрежесіне және жоба мен бастапқы сценарий үшін айырмашылықтардың маңыздылығына негізделеді. Өсімдіктер түрі, топырақтары және антропогендік әсерлері айтарлықтай өзгеретін қабат екі немесе одан да көп қабаттарға бөлінеді. Екінші жағынан, ұқсас сипаттамалары бар қабаттар бір топқа біріктіріледі. Жеке қабат негізгі және жобалық көміртегі есептеулері бойынша басқалардан айтарлықтай ерекшеленеді. Мысалы, қазірдің өзінде өсіп тұрған ағаштардың әртүрлі түрлері мен жасы бар аумақ жеке қабаттарды құрайды. Ағаш отынының неғұрлым қарқынды жиналатын учаскелері бөлек қабатқа бөлінген. Екінші жағынан, жер бедері мен топырақ факторлары бір деградация сценарийі бойынша базалық сызығы және антропогендік әсердің жоқтығы және жоба сценарийінде ұқсас жер үстіндегі және астындағы биомассада көміртегінің жинақталуымен жеке қабат түзуге кепілдік бермейді.

6) Суб стратификация: Pdd-де көрсетілген отырғызу жасына және/немесе отырғызу жасына негізделген әр қабат үшін субстрат жасаңыз.

7) Гаж көмегімен стратификация картасын жасаңыз. Гаж жоба аймағын анықтау және стратификациялау үшін пайдаланылатын әртүрлі көздерден алынған ақпаратты жинақтау үшін пайдалы болады. Сонымен қатар, келесі стратификация бірінші мониторинг нүктесінен кейін жүзеге асырылады, өйткені жоба шекараларында, ағаш түрлерінің құрамын ұйымдастыруда және Pdd қатысты отырғызу жылының өзгеруі ықтимал. Мысалы, бір қабат ішінде көміртегі қорын есептеу екі субстраттың бар екенін көрсетеді. Сондай-ақ, екі түрлі қабаттар өте ұқсас және біреуі бір қабат құруға мүмкіндік береді. Кейінгі стратификация кезінде келесі факторлар ескеріледі:

a) жобаның нақты шекарасы, жергілікті жер мен топырақты дайындау, ағаштардың түрлік құрамы және отырғызу жылы;

b) орманды басқару мониторингінің нақты деректері, мысалы, нақты жұқару және тыңайтқыш.

36. Бірінші бақылау нүктесінен кейін әр қабат пен субстраттағы көміртегі қорының өзгеруіндегі айырмашылық. Қабаттар мен субстраттар бір қабатқа топтастырылуы керек, егер олар бірдей көміртегі қорына ие болса, көміртегі қорының өзгеруі және кеңістік жағынан ұқсас болса.

37. Сынамаларды алу. Тұрақты жеке учаскелер жер үстіндегі және астындағы биомассадағы көміртегі қорының өзгеруін өлшеу және бақылау үшін қолданылады. Тұрақты дара учаскелер әдетте орман көміртегі қорын статистикалық өлшеу үшін тиімді болып саналады, өйткені, әдетте, кезекті бір учаскелік бақылаулар арасында жоғары келісім бар. Дегенмен, учаскелердің жоба шекарасындағы басқа жерлермен бірдей өңделуін қамтамасыз ету жақсы, мысалы, алаңды дайындау және топырақты дайындау, арамшөптерді жою, тыңайту, суару, сұйылту және т.б., және бұл учаскелер қолданылмайды. бақылаудың барлық кезеңіне кесуге. Ең дұрысы, жоба қызметкерлері сайттардың орналасқан жерін білмейді. Ал жерге таңбалауды салғанда ол көрінбейді.

38. Учаскенің көлемін анықтау. Учаскелердің саны түрлердің әртүрлілігіне, дәлдігіне және мониторинг аралығына байланысты. Осы Әдістемеде учаскелердің толық сомасы (n) Нейман критерийі арқылы Дәлдік деңгейі мен шығынының белгіленген деңгейімен Венгрге сәйкес есептеледі (1984) :

39. Көрсеткіш: Учаскелердің толық сомасы:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

n - учаскелердің толық сомасы

L –стратталардың толық саңы;

T – сенімділік деңгейі (95%);

E – стандартты қате (орташа деңгейден ±10%);

___________________________________

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

Sh– h-тың стандартты үлестіру;

N – барлық қабаттар үшін жалғыз учаскелер саны, N = SNh;

Nh – h учаскенің әр учаскенің ауданына қатынасы бойынша есептелген h қабаттағы жалғыз учаскелердің саны;

Ch –h қабат қабатын таңдау шығындары.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

40. Әрбір стратаның стандартты таралуы (s_h) өсу көлемін немесе ағаштар биомассасы бойынша деректерді қолдана отырып, ұқсас учаскедегі орманды түгендеу нәтижелерін пайдалана отырып айқындалуы мүмкін. Олай болмаған жағдайда, егер мұндай деректер болмаса, әрбір страта бойынша топырақ жағдайларының стандартты бөлінуін пайдалануға болады, өйткені топырақ жағдайлары – әрбір страта бойынша ағаштардың өсуінің негізгі факторы. 95% сенімділік деңгейі бар t мәні учаскелер саны 30-дан асқан кезде шамамен 2-ге тең болады. Бірінші қадам ретінде t=2 қолданыңыз, егер есептелген n<30 болса, Жаңа t алу үшін жаңа n қолданыңыз және қайта есептеңіз. Бұл процесс есептелген n тұрақтанғанға дейін жалғасуы мүмкін. Стандартты қате-бұл базалық сызықты анықтау әдістемесінде сипатталған ПГ нақты таза сіңірілуін бағалау бөлігі ретінде есептелуі мүмкін учаскелер бойынша тірі ағаштардағы көміртектің күтілетін орташа қорының әрбір учаскесі бойынша орташа мәннің ±10%.

41. N учаскелер бойынша көміртегі қорларының өзгеруінің айырмашылығына негізделген мониторингтің бірінші нүктесінен кейін бірлік учаске мөлшерінің негізделген өзгеруі мүмкін.

Жеке учаскелердің еркін орналасуы

Учаскелердің орналасуын субъективті таңдауды болдырмау үшін (учаскелердің орталығы, учаскелердің корреляция нүктелері, орталықтарды "ыңғайлы" жерлерге ауыстыру) тұрақты жеке учаскелер жүйелі түрде, бастапқыда еркін орналастырылуы керек. Мұны орнында GPS көмегімен жасауға болады. Әрбір учаске үшін географиялық координаттары, позициясы, страта нөмірлері мен субстраттары жазылады және мұрағатталады. Учаскелердің мөлшері қонудың тығыздығына байланысты, таралу қонудың тығыздығына байланысты 100 м2-ден 1000 м2-ге дейін.

42. Бірыңғай учаскелер мүмкіндігінше біркелкі бөлінеді. Мысалы, бір қабатта географиялық жағынан бөлінген үш аумақ болса, онда мыналар ұсынылады:

1) учаскенің орташа мөлшерін ала отырып, стратаны учаскелер саны бойынша бөлу;

2) әрбір елді мекеннің ауданын учаскенің орташа ауданына бөлу, есептеу нәтижесінің бүтін мәнін осы елді мекенге қолдану, мысалы, 6,3 учаскені бөлу кезінде, содан кейін 6 учаске осы елді мекенге жатқызылады және 0,3 учаске басқа жерге ауыстырылды.

Мониторинг туралы деректерді ұсыну мерзімді негізде (ұлттық заңнама талаптарына немесе қолданылатын халықаралық стандарттарға сәйкес әрбір 1-5 жыл сайын) дайындалатын арнайы есепте жүзеге асырылады. Халықаралық талаптарға сәйкес келетін мониторинг туралы есептің құрылымы төменде берілген.

Параграф 3. Ормандарды басқару парниктік газдардың сіңіруінің есепке алу ерекшеліктері

43. Парниктік газдар шығарындыларының антропогендік нетто-төмендеуін есептеу

Көрсеткіш: ПГ шығарындыларының жылдық нетто-төмендеу шамасы:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

– ПГ шығарындыларының жылдық нетто-төмендеу шамасы, тоннСО₂-эквивалентіндегі/т,;

- базалық сценарий бойынша t жылы, тоннСО₂-эквивалент бойынша ПГ шығарындыларының жылдық шамасы;

– т, тоннСО₂-эквивалентіндегі жоба бойынша ПГ шығарындыларының жылдық шамасы;

– тоннСО₂-эквивалентіндегі t жылдық ағу шамасы.

Есептеулер үшін деректер СО₂-эквивалент тоннасында келтіріледі, бұл ретте көміртегі диоксиді болып табылмайтын парниктік газдар шығарындыларын (атап айтқанда, метан және азот тотығы) қайта есептеу үшін БҰҰ КӨНК шешімдерімен бекітілетін жаһандық жылыну коэффициенттерінің (GWP) ағымдағы мәндері қолданылады.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

44. Жоба бойынша ПГ нетто-сіңірілу көлемдерін есепке алу әзірленген базалық сценарий (онда ағаштарды іріктеп кесу практикасы немесе ормандарды басқарудың басқа да қолданыстағы тәсілдері жиі ескеріледі), жобаның толықтырылуын, жобаның шекараларын (географиялық, уақытша шекараларды, сондай-ақ жобаға енгізілетін көміртегі пулдарын, ПГ шығарындылары мен сіңірулерінің көздерін негіздеу) негізінде жүргізіледі.

Орманды басқару жобаларында келесі көміртегі бассейндерін ескеру ұсынылады:

a) жер үстіндегі биомасса (ағаштар) - қосылады;

b) жер үстіндегі биомасса (басқа, ағаштар емес) - қосылмайды;

c) жер асты биомассасы (тамыры) - қосылмайды;

d) өлі ағаш-қосылады;

e) құлаған - қосылмайды;

f) топырақ-қосылмайды;

g) ағаш жинау-қосылады.

ПГ шығарындылары мен сіңірулерінің көздері мынадай санаттарды қамтиды:

1) көмірқышқыл газы: орманның тозуы, машиналар мен жабдықтар үшін қазбалы отынды тұтыну, электр энергиясын тұтыну, отын мен ағашты коммерциялық сатып алу, орманның өсуі, табиғи әсерлер (мысалы, орман өрттері);

2) метан: өлі ағаш, машиналар мен жабдықтар үшін қазбалы отынды тұтыну, тасымалдау, табиғи әсерлер (мысалы, орман өрттері);

3) азоттың шала тотығы: машиналар мен жабдықтар үшін қазбалы отынды тұтыну, тасымалдау, табиғи әсерлер (мысалы, орман өрттері).

45. Базалық сценарий (базалық желі) бойынша ПГ шығарындыларын бағалау). Ормандарды басқару жобалары үшін базалық сценарий бойынша ПГ шығарындыларын есептеу мынадай формула бойынша жүзеге асырылады:

46. Көрсеткіш: Базалық сценарий бойынша пг шығарындыларының жылдық шамасы:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

, - базалық сценарий бойынша пг шығарындыларының жылдық шамасы, СО₂-эквивалент тоннасы;

- орман тозуынан тг шығарындыларының жылдық шамасы, СО₂-эквивалент тоннасы;

- базалық сценарий бойынша қызметке байланысты ПГ шығарындыларының жылдық шамасы, T жылы, СО₂-эквиваленті тонна.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

47. Орман тозуынан ПГ шығарындыларының шамасын есептеу әдетте бірнеше негізгі құрауыштарды ескереді: іріктеп кесу жағдайында (санитариялық кесуді, күтіп-баптау мақсатында кесуді, ағаш дайындауды қоса алғанда) кесінді қалдықтарындағы көміртегі (өлі ағаштың қосымша көлемінің бөлігі ретінде), тез немесе ұзақ мерзімді тотығу процестеріне ұшыраған дайындалған ағаштағы көміртектің көлемі, ағаш биомассасының өсуін тоқтату нәтижесінде жоғалған көміртек көлемі және ағаш кесуді жүзеге асырғаннан кейін биомассаның қосымша өсімі бағаланады.

48. Көрсеткіш: Орман тозуынан ПГ шығарындыларының мөлшері:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- орман тозуынан тг шығарындыларының жылдық шамасы, СО₂-эквивалент тоннасы;

- t жылы өлі ағаштың ыдырау процестерінен ПГ шығарындыларының жылдық мөлшері, тонна С;

- T жылы дайындалған ағаштың тез немесе ұзақ мерзімді тотығу процестерінен ПГ шығарындыларының жылдық мөлшері, тонна С;

, - t жылы ағаш биомассасының өсуін тоқтату нәтижесінде ПГ шығарындыларының жылдық шамасы, тонна с;

- жылдық шамасы T жылы кесуді жүзеге асырғаннан кейін биомассаның қосымша өсуі нәтижесінде ПГ сіңірілуінің ұлғаюы, тонна с;

44/12-тонна көміртектен (с) тонна көмірқышқыл газына (СО₂) қайта есептеу коэффициенті.

Ағаш өсімдіктерінің әрбір қабаты үшін іскерлік ағаштағы көміртегі көлемінің орташа шамасы 1 га ормандарды түгендеу туралы ақпарат негізінде айқындалады, бұл ретте сүректің тығыздығы мен биомассадағы көміртегі құрамының коэффициенті ескеріледі.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

49. Көрсеткіш: Жылы орман тозуынан ПГ шығарындыларының жылдық шамасы;

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

– j стратасы үшін T жылы орман тозуынан ПГ шығарындыларының жылдық шамасы (т С / га);

D - ағаш тығыздығы;

CF_wood-биомассадағы көміртегі коэффициенті;

– іскерлік сүректі дайындаудың орташа көлемі (текше м/ га).

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

50. Көрсеткіш: 1 га орманға арналған кәделік ағаштағы көміртектің орташа шамасы:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- жоба басталғанға дейін 1 га орманға іскерлік ағаштағы көміртектің орташа шамасы, тонна с/гектар;

- жоба басталғанға дейін 1 га орманға J стратасы үшін іскерлік ағаштағы көміртектің орташа шамасы, тонна с/гектар;

Aproject,j,t=0– жоба басталғанға дейін әрбір J стратасы бойынша 1 га орманға жобалық орман алқабы, гектар;

Aproject,t=0 – жоба басталғанға дейінгі жобалық ормандардың жалпы ауданы, гектар.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

Базалық сценарий бойынша жобалық ормандардан және ағаш кесудің жалпы жылдық ауданы бойынша шығарылатын 1 гектарға көміртектің орташа мөлшері туралы деректер негізінде іскерлік ағаштағы көміртектің жиынтық көлемі мынадай айқындалады:

51. Көрсеткіш: Жоба басталғанға дейін іскерлік ағаштағы көміртектің жиынтық көлемі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

Cmerch,t=0– жоба басталғанға дейін іскерлік ағаштағы көміртектің жиынтық көлемі, тонна с;

- жобаның басына 1 га іскерлік ағаштағы көміртектің орташа мөлшері, тонна с/гектар;

- жобалық аумақтағы дайындамалардың t жылдағы ауданы, гектар.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

52. Көрсеткіш: Жер үсті биомассасындағы көміртектің жыл сайынғы жиынтық көлемі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- сүректің жер үсті биомассасындағы көміртектің жалпы көлемі t жылы, тонна с;

- жобаның басына 1 га жердегі ағаш биомассасындағы көміртектің орташа мөлшері, тонна с/гектар;

- жобалық аумақтағы дайындамалардың t жылдағы ауданы, гектар.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

53. Көрсеткіш: Өлі ағаш пулы бойынша көміртектің нетто-шығарындылары:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- өлі ағаш пулынан жыл сайынғы көміртегі эмиссиясының көлемі t жылы, тонна с;

- өлі ағаш пулындағы көміртектің жыл сайынғы ұлғаю көлемі t жылы, тонна с;

-өлі ағаш бассейніндегі тозу жылдамдығын көрсететін коэффициент.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

54. Көрсеткіш: Өлі ағаш бассейніндегі көміртектің жоғарылауы:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- t жылы өлі ағаш бассейніндегі көміртектің ұлғаюы, тонна;

– t жылы жоба аумағында зақымдалған ағаш биомассасындағы көміртектің жыл сайынғы көлемі, тонна С;

- t жылы жоба аумағында жаңадан пайда болған ағаш қалдықтарының биомассасындағы көміртектің жыл сайынғы көлемі, тонна С.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

55. Көрсеткіш: Жоба аумағындағы бүлінген сүрек биомассасындағы көміртектің жылдық көлемі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

CRSD,t – жоба аумағында зақымдалған ағаш биомассасындағы t жылдағы көміртектің көлемі, тонна с;

fRSD - t- t жылы жоба аумағында дайындалған сүректің көміртегі көлеміндегі зақымдалған сүректің үлесі;

Cmerch,t – t жылы жоба аумағында дайындалған іскерлік ағаштың биомассасындағы көміртектің жыл сайынғы көлемі, тоннС.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

56. Көрсеткіш: Жоба аумағында сүрек дайындау нәтижесінде өлі сүрек пулына қосымша түсетін көміртектің жылдық көлемі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- t жылы жоба аумағында өлі ағаш пулына қосымша түсетін көміртектің көлемі, тонна С;

– өлі ағаш пулына түсетін жоба аумағында дайындалған ағаштың жер үстіндегі биомассасындағы сынықтардың, бұтақтардың биомассасының үлесі;

Cmerch,t – t жылы жоба аумағында дайындалған ағаш биомассасындағы көміртектің жыл сайынғы көлемі, т. С.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

57. Көрсеткіш: Өлі ағаш бассейнінде қалған көміртектің жылдық мөлшері әр жыл:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- t жылы жоба аумағында өлі ағаш пулында қалатын көміртектің үлесі;

- өлі ағаш бассейнінің бұзылу жылдамдығы (ыдырау процестерінің нәтижесінде және т. б.);

t-жобаны іске асыру басталғаннан кейінгі жыл.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

58. Көрсеткіш: Өлі ағаш пулында жинақталған көміртектің жалпы көлемі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- t жылы жоба аумағында өлі ағаш пулында жиналған көміртектің жиынтық көлемі, тонна С;

– t жылы жоба аумағында өлі ағаш пулында қалатын көміртектің үлесі;

- t жылы жоба аумағында өлі ағаш пулында жиналған көміртектің көлемі, тонна С.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

59. Көрсеткіш: Өлі ағаш пулынан көміртегі шығарындыларының жиынтық көлемі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- өлі ағаш пулынан шығарылған көміртектің жалпы көлемі t жылы, тонна С;

- t жылы жоба аумағында өлі ағаш пулында жиналған көміртектің жиынтық көлемі, тонна С;

- t жылы жоба аумағында өлі ағаш пулында жиналған көміртектің көлемі, тонна С.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

60. Көрсеткіш: ПГ шығарындыларының базалық сценарийінің (базалық желісінің) бөлігі ретінде қаралатын өлі ағаш пулынан көміртегі шығарындыларының жылдық (жиынтық емес) көлемінің түпкілікті есебі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- өлі ағаш пулынан жыл сайынғы көміртегі шығарындыларының көлемі t, тонна С;

- өлі ағаш пулынан шығарылған көміртектің жалпы көлемі t жылы, тонна С;

– t-1 жылы өлі ағаш пулынан көміртегі шығарындыларының жалпы көлемі, тонна С.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

Дайындалған сүрек пулынан (және одан өндірілген өнімдерден) ПГ таза шығарындылары)

ПГ шығарындыларының бұл бөлігі базалық сценарий бойынша ағаш өнімдерінің пулында сақталған көміртектің көлемін ескереді, ол әдетте екі құрамдас бөлікке бөлінеді: ұзақ мерзімді (жинақталған көміртектің жартылай шығарылу кезеңі 30 жылдан астам) және қысқа мерзімді (жинақталған көміртектің жартылай шығарылу кезеңі 2 жылдан аспайды).

Жоба аумағында дайындалған сүректен ағаш өнімдерінің тотығуы нәтижесінде шығарындыларды анықтаудың негізгі тәсілі мынадай негізделеді:

61 Көрсеткіш: Тез және ұзақ мерзімді тотығуы нәтижесінде көміртегі шығарындыларының жылдық көлемі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- ағаш өнімдерінің T жылы тез және ұзақ мерзімді тотығуы нәтижесінде көміртегі шығарындыларының жылдық көлемі, тонна С;

- t жылы ағаш өнімдерінің лезде тотығуы нәтижесінде көміртегі шығарындыларының жылдық көлемі, тонна С;

- ағаш өнімдерінің T жылы ұзақ мерзімді тотығуы нәтижесінде көміртектің нетто-шығарындыларының жылдық көлемі, тонна С.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

Ағаш өңдеу өнімдерін өндіру процесінде алынған ағаш қалдықтарынан ПГ шығарындылары мынадай формула бойынша есептеледі:

62. Көрсеткіш: Базалық сызық бойынша көміртегі қорының өзгеруі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- t жылы ағаш өнімдерінің лезде тотығуы нәтижесінде көміртегі шығарындыларының жылдық көлемі, тонна с;

– ағаш өнімі үшін 1 га-ға дайындалатын ағаштағы көміртектің орташа көлемі p (мысалы, аралау өнімдері) t жылы, тонна с/гектар;

– дайындалған ағашты ағаш өніміне қайта есептеу коэффициенті;

- жоба аумағында ағаш дайындаудың жылдық ауданы, гектар.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

63. Көрсеткіш: Ағаш өнімдерінің ұзақ мерзімді пулында сақталатын көміртектің үлесі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- Ағаш өнімдерінің ұзақ мерзімді пулында сақталатын көміртектің үлесі, %;

- ағаш өнімдерінің ұзақ мерзімді пулындағы тотығу жылдамдығы;

t-жобаны іске асыру басталғаннан кейінгі жыл.

Ағаш өнімдерінің ұзақ мерзімді бассейні үшін жылдық тотығу мәні 2% құрайды.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

64. Көрсеткіш: Базалық сызық бойынша көміртегі қорының өзгеруі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- ағаш өнімдерінің ұзақ мерзімді пулындағы көміртектің жиынтық көлемі, тонна с;

- ағаш өнімдерінің ұзақ мерзімді пулында қалатын көміртектің бір жыл ішіндегі үлесі;

- ағаш өнімдерінің ұзақ мерзімді пулында қалатын көміртектің жинақталған көлемі t жылы, тонна с.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

65. Көрсеткіш: Ағаш өнімдерінің ұзақ мерзімді пулынан көміртегі шығарындыларының жиынтық көлемі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- ағаш өнімдерінің ұзақ мерзімді пулынан көміртегі шығарындыларының жиынтық көлемі, тонна С;

- t жылы ағаш өнімдерінің ұзақ мерзімді пулына қосылған көміртектің жылдық көлемі, тонна С;

- ағаш өнімдерінің ұзақ мерзімді пулындағы көміртектің жиынтық көлемі, тонна С.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

66. Көрсеткіш: Ағаш өнімдерінің ұзақ мерзімді пулында қалатын көміртектің жылдық көлемі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- жылына ағаш өнімдерінің ұзақ мерзімді пулында қалатын көміртектің көлемі, тонна С;

- ағаш өнімдерінің ұзақ мерзімді пулындағы көміртектің жалпы көлемі, жылына t, тонна С;

– ағаш өнімдерінің ұзақ мерзімді пулындағы көміртектің жалпы көлемі, жылына T-1, тонна С.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

67. Көрсеткіш: Селективті кесу жүргізілгеннен кейінгі өсім есебінен көміртектің сіңірілуінің ұлғаюы:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

Cregrowth.t - ағаш кесуді жүргізгеннен кейін ағаш кесу нәтижесінде сүректің биомассаға көміртегі қорының жылдық ұлғаюы t жылы, тонна с;

- жер үсті биомассасының жылына/1 гектарға орташа өсуі T жылы;

CFAGB - ағаштардың жер үсті биомассасындағы көміртектің үлесі;

- жоба аумағында ағаш дайындаудың жылдық ауданы T жылы, гектар.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

68. Көрсеткіш: Базалық сценарий бойынша қызмет нәтижесінде ПГ шығарындылары:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

C,emissions,t T жылдағы базалық сценарий бойынша қызметтен көміртектің жылдық жалпы шығарындылары, СО₂-эквиваленті тонна;

Eharvest,t– сүрек дайындаудан алынған көміртектің жылдық эмиссиясы t, СО₂-эквивалент тоннасы;

Eonsiteprep,t- ағаш жинауға арналған алаңдарды дайындаудан көміртектің жылдық эмиссиясы T жылы, СО₂-эквиваленті тонна;

Ehauling,t – ағашты тасып әкетуден көміртегінің жылдық эмиссиясы t, тонна СО₂-эквиваленті;

Etransport,t - ағашты өңдеу орнына тасымалдаудан және T жылы пайдалану орнына көміртектің жылдық эмиссиясы, СО₂-эквиваленті тонна;

Eprocessing,t – Ағаш өңдеу орнында электр энергиясын тұтынудан көміртектің жылдық эмиссиясы t, СО₂-эквиваленті тонна;

Edistribution,t – ағаш өнімдерін одан әрі пайдалану орындарына t жылы тасымалдаудан көміртектің жылдық эмиссиясы, СО₂-эквиваленті тонна.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

69. Көрсеткіш: Отынды (мұнай өнімдерін, түрлі түрлердегі табиғи газды) жағудан шығарындыларды:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

Efuel -T жылдағы шығарындылардың жылдық көлемі, СО₂-эквиваленті тонна;

ECfuel -t жылы операцияларды орындау үшін отын тұтыну, кг / м3;

EFfuel1 -ПГ шығарындыларының коэффициенті, СО₂-эквивалентті тонна/кг отын;

V - t жылы орындалатын ағаш көлемі, м3.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

Электр энергиясын тұтынудан ПГ шығарындыларын есептеу мынадай формула бойынша жүргізіледі:

70. Көрсеткіш: Базалық сызық бойынша көміртегі қорының өзгеруі:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

Eel -электр энергиясын тұтынудан тг шығарындыларының жылдық көлемі, СО₂-эквивалент тоннасы;

Oel -t жылы электр энергиясын тұтыну, кВт-сағ;

EFel -1 кВт-сағатқа ПГ шығарындыларының коэффициенті, тонна СО₂-эквиваленті/кВт-сағ.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

71. Жобаны іске асыру ПГ эмиссияларының пайда болуымен байланысты. VCS әдіснамасында қазбалы отынды тұтыну, электр энергиясы, табиғи әсерлер (орман өрттері), заңсыз кесу сияқты көздерді ескеру ұсынылады. ПГ шығарындыларын есептеу мынадай формула бойынша жүргізіледі:

72. Көрсеткіш: Жоба бойынша қызметтен ПГ эмиссиясы:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

C.actual,t- T жылы жоба бойынша қызметтен ПГ эмиссиясы, СО₂-эквиваленті тонна;

Eprojplan,t - t жылында жобаны басқару және жоспарлау жөніндегі қызметтен ПГ эмиссиясы, СО₂-эквиваленті тонна;

Edesign,t -t жылы жобаны әзірлеу және іске қосу үшін сапарлар жөніндегі қызметтен ПГ эмиссиясы, СО₂-эквиваленті тоннасы;

Emonitoring,t – T жылында жобаның мониторингі жөніндегі қызметтен ПГ эмиссиясы, тоннСО₂-эквиваленті;

Cnatdisturb,t – t жылындағы табиғи әсерлерден көміртектің жоғалуы, тонна С;

– заңсыз кесуден көміртегінің жоғалуы T жылы, тонна С;

44/12-тонна көміртектен (с) тонна көмірқышқыл газына (СО₂) қайта есептеу коэффициенті.

Жеке көрсеткіштерді есептеу жоғарыда келтірілген формулаларға ұқсас түрде жүзеге асырылады. Сонымен қатар, СО₂-дан басқа, орман өрттері кезінде метан және азот оксиді шығарындылары пайда болатыны ескеріледі, бұл жоба бойынша жалпы шығарындыларды бағалау үшін маңызды (өйткені олардың CO₂-мен салыстырғанда жаһандық жылыну коэффициенттері үлкен).

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

Ағып кету: Жобадағы ағып кетуді бағалау және басқару ПГ шығарындылары мен сіңіру көрсеткіштерін нақтылау үшін қажет.

Ағып кетулер екі негізгі көздермен байланысты болуы мүмкін:

1) Базалық сценарийде іс-әрекеттер өзгерген кезде орманның тозуынан болатын көміртегі шығарындылары (мысалы, жоба шекарасында жоба аумағында өндірілген ағаш өнімдерін қоспағанда);

2) жоба ағаш өнімдеріне сұраныс пен ұсынысқа әсер еткенде, "нарықта" ағып жатқан шығарындылар.

73. Көрсеткіш: Ағып кету:

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жобаның өтініш берушісі өз бетінше анықтайды;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес жобаның өтініш берушісінің деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

- t жылы, тоннсо-эквивалентіндегі ағып кетулерге байланысты ПГ эмиссиясы;

- t жылы қызметінің өзгеруі кезінде ормандардың тозуы нәтижесіндегі ПГ эмиссиялары, тонна С;

CLmarket,t - t жылы "нарықтық" ағып кетулерден ПГ эмиссиясы, тонна С;

- t жылындағы ПГ эмиссиясы базалық сценарий бойынша қызметті жобаны өтінім беруші басқаратын басқа жер учаскелеріне көшіруден, тонн СО2-эквивалент;

44/12-тонна көміртектен (С) тонна көмірқышқыл газына (СО₂) қайта есептеу коэффициенті.

Ағып кетулерге байланысты ПГ эмиссияларының көлемі 30-формулаға сәйкес жоба бойынша ПГ шығарындылары мен нетто-сіңірулердің қорытынды көрсеткіштерін есептеуге кіреді.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

74. Бұл бөлімді дайындау кезінде VHS - VM0011 стандартының әдістемесі, VERRA орманды басқару жобалары үшін ұсынған 1.0 нұсқасы қолданылды.

Орман шаруашылығында жөніндегі парниктік
газдар сіңірулерін есептеу әдістемесіне
қосымша

1-кесте

Көміртегі оқтарындағы өзгерістерден басқа эмиссия ретінде ескерілетін парниктік газдар

Көзі	Газ	Қосулы / Алынып Тасталды	Сипаттамасы
топлива Қазбалы отынды жағу	СО₂	Қосулы
	CH₄	Алынып Тасталды	Ықтимал эмиссия шамалы
	N₂O	Алынып Тасталды	Ықтимал эмиссия шамалы
Биомассаны жағу	СО₂	Қосулы	Көміртегі оқтарында ескеріледі
	CH₄	Қосулы
	N₂O	Қосулы
Тыңайтқыштарды қолдану	СО₂	Алынып Тасталды	Жоқ
	CH₄	Алынып Тасталды	Жоқ
	N₂O	Қосулы

2-кесте

Биомассаның әдепкі өзгеру және өсу коэффициенттері, тонна биомасса / (ағаш көлемінің м3) BCEF тауарлық сүрекдіңнің көлемін жер үсті сүрегіне (BCEFS) дейін өсіру үшін, жалпы жылдық өсімді (BCEFI) түрлендіру үшін және алынатын сүрек пен отын сүрегінің көлемін жер үсті биомассасын алуға (BCEFR) түрлендіру үшін)

Климаттық аймақ	Орман түрі	BCEF	Сүрекдіңнің көлемі (м3)
Климаттық аймақ	Орман түрі	BCEF	≤20	21-40	41-100	100-200	≥200
Орташа	Қатты жапырақты	BCEFS BCEFI BCEFR	3,0 (0,8-4,5) 1,5 3,33	1,7 (0,8-2,6) 1,3 1,89	1,4 (0,7-1,9) 0,9 1,55	1,05 (0,6-1,4) 0,6 1,17	0,8 (0,55- 1,1) 0,48 0,89
	Қарағай	BCEFS BCEFI BCEFR	1,8 (0,6 - 2,4) 1,5 2,0	1,0 (0,65-1,5) 0,75 1,11	0,75 (0,6-1,0) 0,6 0,83	0,7 (0,4-1,0) 0,67 0,77	0,7 (0,4-1,0) 0,69 0,77
	Басқа қылқан жапырақты	BCEFS BCEFIBCEFR	3,0 (0,7-4,0) 1,0 3,33	1,4 (0,5-2,5) 0,83 1,55	1,0 (0,5-1,4) 0,57 1,11	0,75 (0,4-1,2) 0,53 0,83	0,7 (0,35-0,9) 0,60 0,77
	Сексеуіл	BCEFS BCEFI BCEFR

Кесте 3

Көміртегі оқтарындағы өзгерістерден басқа эмиссия ретінде ескерілетін парниктік газдар

Көзі	Газ	Қосулы/ Алынып тасталды	Сипаттамасы
Қазбалы отынды жағу	СО₂	Қосулы
	CH₄	Алынып тасталды	ықтимал эмиссия мардымсыз
	N₂O	Алынып тасталды	ықтимал эмиссия мардымсыз
Биомассаны жағу	СО₂	Қосулы	Көміртегі оқтарында ескеріледі
	CH₄	Қосулы
	N₂O	Қосулы
Тыңайтқыштарды қолдану	СО₂	Алынып тасталды	Жоқ
	CH₄	Исключен	Жоқ
	N₂O	Қосулы

Қазақстан Республикасы
Экология және табиғи
ресурстар министрі
2023 жылғы 17 қаңтардағы
№ 9 Бұйрығына
8 қосымша

Көмір өндіру кезіндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Көмір өндіру кезіндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) Қазақстан Республикасының 2021 жылғы 2 қаңтардағы Экологиялық кодексінің 294-бабының 3-тармағына сәйкес әзірленді. Код) және көмірқышқыл газының (бұдан әрі – СО2) және метанның (бұдан әрі – СН4) және азот оксидінің (бұдан әрі – N2O) шығарындыларын, сондай-ақ көмір өндіруге байланысты ашық және жабық қондырғылардан шығатын процестерді есептеуге арналған. кен өндіруден кейінгі қызмет.

2. Осы Әдістемеде мынадай терминдер мен анықтамалар пайдаланылады:

1) газсыздандыру – көмірді жерасты өндіру кезінде метан шығарындыларын босату мақсатында көмір қабаттарын бұрғылау процесі;

2) желдету – шахталарда метан концентрациясын азайтуға арналған қауіпсіздікті қамтамасыз ету құралы;

3) квоталау субъектісі – квоталанатын қондырғының операторы;

4) көмірдің метандық құрамы – мониторинг жүйесінің деректері бойынша өндірілетін көмірдегі метанның орташа өлшенген құрамы;

5) өндірілетін көмірдегі СО2 құрамы – мониторинг жүйесінің деректері бойынша өндірілетін көмірдегі көмірқышқыл газының орташа өлшенген құрамы.

2-тарау. Квота субъектілері үшін көмір өндіруден парниктік газдар шығарындыларын есептеу

3. Көмірді ашық әдіспен өндіру келесі процестердің-көмір өндіру, көмір өндіруден шығарындылары, төмен температурадағы тотығу және эндогендік өрттер шығарындылары нәтижесінде парниктік газдар шығарындыларын тудырады.

Ескерту. 3-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

4. Көмірді жабық өндіру кезінде мына процестерді – көмір өндіру, көмір қабаттарын газсыздандыру, көмір өндіруден кейінгі шығарындылар, төмен температуралы тотығу кезіндегі шығарындылар, жабық көмір шахталарынан шығарындыларды жүзеге асыру кезінде парниктік газдар шығарындылары пайда болады.

5. Ашық немесе жерасты көмір өндіруден CH₄ шығарындылары

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталар субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

E_СН4 = М×В_СН4 × К_СН4 (1),

мұнда:

E_CH4 – есепті кезеңдегі ашық немесе жабық көмір өндіру кезіндегі метан шығарындылары, тонна;

М – есепті кезеңдегі ашық немесе жабық көмір өндіруде өндірілген көмір көлемі, тонна;

B_СН4 -де - өндірілген көмірдің метан мөлшері, м³ СН₄ /тонна;

Өндірілетін көмірдегі метанның құрамы оның сертификатталған өндірістік зертханасының немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертхананың нәтижелері бойынша осы Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес айқындалады.

К_СН4 - 0,67 кг/м³ ^тең массалық бірліктерге (тонна немесе килограмм) түрлендіру коэффициент;

20°С температурада метанның тығыздығын ескере отырып жүзеге асырылады.

Өндірілетін көмірдің метан құрамы туралы деректер болмаған жағдайда, қондырғылардың операторлары объектінің геологиялық паспортына сәйкес геологиялық қабаттардың деректерін немесе өндірілген көмірдің 1 тоннасына есептегенде шахталардағы метанның құрамы бойынша ішкі мониторинг жүйесі деректерінің орташа тәуліктік мәндерін пайдаланады.

Көмірді жерасты және ашық әдіспен өндіру кезіндегі метан құрамын өлшеу деректері болмаған жағдайда көмір өндіру кезінде және көмірді өндіруден кейінгі барлық процестер үшін зауыт операторлары келесі орташа өлшенген эмиссиялық коэффициенттерді пайдаланады:

жерасты көмірді өндіру үшін орташа өлшенген СН₄ коэффициенті 28,56 м³/т немесе 20,478 кг/т кг/т (көмірді өндіру және өндіруден кейінгі);

көмірді ашық әдіспен өндіру үшін орташа өлшенген СН₄ коэффициенті 1,225 м³/т немесе 0,878 кг/т (көмірді өндіру және өндіруден кейінгі);

КСН4 - көлемдік өлшем бірліктерін (м), массалық бірліктерге (тоннаға немесе килограммға) 0,717 кг / м³ тең түрлендіру коэффициенті.

Түрлендіру қалыпты атмосфералық жағдайда және 0°С температурада метанның тығыздығын есепке алу арқылы жүзеге асырылады.

Ескерту. 5-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

6. Көмір өндіру кезіндегі және көмірді өндіруден кейінгі барлық процестер үшін зауыт операторы келесі орташа өлшенген СО₂ эмиссиялық коэффициенттерін пайдалана:

жерасты көмірі үшін - 3,927 м³/т немесе 7,679 кг/т (көмір өндіру және өндіруден кейін).

көмірді ашық әдіспен өндіру үшін - 0,35 м³/т немесе 0,686 кг/т (көмір өндіру және өндіруден кейін).

CO2 - көлемдік өлшем бірліктерін (м³), 1,96 кг/м³ тең массалық бірліктерге (тонна немесе килограмм) түрлендіру коэффициент;

Түрлендіру қалыпты атмосфералық жағдайларда және 0°С температурада көмірқышқыл газының тығыздығын есепке алу арқылы жүзеге асырылады.

Ескерту. 6-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

7. Бассейндер немесе қабаттар арасында СН4 және СО2 көлемдерінің айтарлықтай айырмашылығы болған жағдайда, квоталау субъектісі әрбір түр үшін есептеулерді бөлек жүзеге асырады және бір жыл ішінде көмірқышқыл газының жалпы балансын жинақтайды.

1-параграф. Көмір өндіруден кейін болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу

8. Уақытша сақтауда тұрған немесе тұтынушыларға жөнелту үшін тиелген өндірілген көмірден парниктік газ қалдықтарының шығуы ашық және жабық өндіру кезіндегі негізгі парниктік газдар шығарындыларын есепке алудағы маңызды қадам болып табылады.

Көрсеткіш: Ашық немесе жерасты көмір өндіруден CH₄ шығарындылары

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталар субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

E _CH4уг=M × C _CH4 × K _CH4 (3),

мұнда:

E_CH4уг – есепті кезеңдегі ашық немесе жабық көмір өндіруден кейінгі метан шығарындылары, тонна;

М – есепті кезеңде өндірілген көмір көлемі, тонна;

C_CH4 - көмірді ашық немесе жабық өндіруден кейінгі көмірдегі CH₄ мөлшері, м³ CH₄/тонна, егер 5-тармақта көрсетілген жерасты немесе ашық көмір өндіру үшін бір, орташа өлшенген CH₄ коэффициенті қолданылмаса ғана қолданылады.

K_CH4 - 0,717 кг/м³ тең көлем бірліктерін (м³) массалық бірліктерге (тонна немесе килограмм) түрлендіру коэффициенті;

Түрлендіру қалыпты атмосфералық жағдайларда және 0°С температурада метанның тығыздығын есепке алу арқылы жүзеге асырылады.

Ескерту. 8-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

9. Көрсеткіш: көмірді ашық немесе жерасты өндіруден СО₂ шығарындылары

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталар субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

E_CO2y = M × _CCO2 × K_CO2, (4),

мұнда:

E_CO2уг. - есепті кезеңдегі ашық немесе жабық көмір өндіруден кейінгі СО₂ шығарындылары, тонна;

М - есепті кезеңде өндірілген көмір көлемі, тонна;

Өндірілетін көмірдегі C_CO2 - СО₂ мөлшері, м³ СО₂ /тонна, осы Әдістеменің 6-тармағында көрсетілген көмірді жерасты немесе ашық әдіспен өндіру үшін бір, орташа өлшенген CO₂ коэффициенті қолданылмаған жағдайда ғана қолданылады.

KСO₂ - көлем бірліктерін түрлендіруге арналған түрлендіру коэффициенті өлшемдер (м³), масса бірлігінде (тонна немесе килограмм), 1,96 кг/м³;

Түрлендіру көмірқышқыл газының қалыпты атмосфералық жағдайдағы және 0°C температурадағы тығыздығын ескере отырып жүзеге асырылады.

10. Квоталау субъектісі есептеулерді өндіргеннен кейін әрбір қабат үшін бөлек жүзеге асырады, содан кейін парниктік газдар көлемінің өндіру орнынан және өндірілетін қойнаудан елеулі өзгеруі салдарынан жыл ішіндегі парниктік газдардың жалпы балансын жинақтайды.

11. Көмірдің төмен температуралы тотығуынан болған СО2 шығарындыларын есептеу өлшеу әдісімен өндіруден кейін болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу кезінде ескеріледі.

2-параграф. Эндогендік өрттерден көмір өндіру кезіндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу

Ескерту. 2-параграфтың тақырыбы жаңа редакцияда – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.
12. Алып тасталды – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

13. Көрсеткіш: Эндогенді өрттер үшін СО₂ шығарындыларын есептеу

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

Е = М*К₁* К2*ТНЗ*К₃* 44/12*10^-3 (6),

мұндағы:

Е - эндогенді өрттер үшін СО₂ жылдық шығарылымы, тонна/жыл;

М - сақталатын ішкі жүктеменің мөлшері, тонна/жыл;

К₁ - ішкі жабынның жану коэффиценті, тау жыныстары үйіндісіндегі ішкі үйіндінің жалпы сақталған көлемінің 1%-дан кем емес.

Егер мән 1%-дан асса, қондырғы операторы келесі формула бойынша ішкі жану коэффициентін есептейді:

К₁ = (S * Р* Н)/M (6.1),

мұндағы:

К₁ -ішкі артық жүктеменің жану коэффициенті;

S – бір жылдағы маркшейдер өлшемдері бойынша анықталған өрттер ауданы, м²;

P – геологиялық барлау деректері бойынша төсеніш тығыздығы, т/м³;

Н – аспаптық жолмен анықталған өрттің орташа тереңдігі;

М – сақталатын ішкі үстеменің мөлшері, тонна/жыл.

К₂ – көмірдегі көміртектің тотығу коэффициенті, 0,98 тең.

ТНЗ – ішкі жинақталған үстеменің төменгі жылу шығару қабілеті, ТДж/тонна.

К₃ - көміртегі шығарындыларының коэффициенті, кг/ТДж;

44/12 – көміртекті көмірқышқыл газына айналдыру коэффициенті;

10^-3 - кг-ды тоннаға айналдыру.

Ескерту. 13-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

3-параграф. Тоқтатылған жерасты шахталарынан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу

14. Метанның жиналуын және одан болатын жарылысты алдын алу мақсатында мұндай шахталарға су жіберіледі. Алайда, бұл әдіс шахта оқпанынан метанның одан әрі бөліну процесін жоққа шығармайды. Жеке жағдайларға және даму тереңдігіне байланысты, әсіресе шахтаны су басқаннан кейін алғашқы уақытта метан бөлінуі жалғаса береді. Бұл парниктік газдар шығарындыларының қосымша нүктелік көзі болып табылады. Бұл түр квоталау субъектісінің жалпы балансында ескеріледі.

15. Көрсеткіш: Тоқтатылған шахталардан болған шығарындыларды есептеу:

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

EПГш. = 365× ССО2 × КСО2, (7),

мұндағы:

EПГш. – есепті кезеңдегі (жыл) тоқтатылған шахталардан метан немесе көмірқышқыл газы шығарындылары, тонна;

365 – парниктік газдар шығарындыларының жиынтық шоғырлануы айқындалатын жылдағы күндер саны;

Спг – құралдық бақылау көрсеткіштері бойынша тоқтатылған шахтадан бөлінген газда СН4 немесе СО2 болуы, м3СО2/тонна;

Кпг – көлемдік өлшем бірліктерін (м3) масса бірліктеріне (тонна немесе килограмм) ауыстыру үшін түрлендіру коэффициенті, СН4 үшін 0,67 кг/м3 тең, СО2 үшін 1,83 кг/м3 тең;

4) шығыс ақпараттың орналасу орны: көрсеткіш Қазақстан Республикасы Кәсіпкерлік кодексінің 28-бабының 9-тармағына сәйкес жарияланбайды.

4-параграф. Жер асты қабаттарын газсыздандырудан және шахталарды желдетуден көмір өндіру кезінде парниктік газдар шығарындыларын есептеу.

16. Шахталарды желдету және қабаттарды газсыздандыру парниктік газдар шығарындыларының көзі болып табылады, сондықтан қондырғының жалпы балансында ескеріледі.

Шығарындылар қатты өзгеретіндіктен, өлшеу деректерін жинау жыл бойы екі апта сайын жасалады немесе күнделікті өлшеу жүргізіледі. Шығарындыларды бақылаудың ең жақсы нұсқасы олардың тұрақты мониторингі болып табылады, ол кейбір заманауи ұзақ кенжарларда жүзеге асырылады.

Өлшеу жүйелері шығарындылардың барлық көздерін бақылауға мүмкіндік беретіндіктен, бағалау тәсілдерін желдету газы мен көмір қабаттарын газсыздандыру нәтижесінде алынған газын одан әрі пайдалану түрі бойынша бөлген жөн.

Пайдаланылмаған желдету газын көмір шахталарынан бұру және шығару кезінде желдету көлемдері туралы деректер сақталады, бірақ қосарланған есептерді болдырмау үшін басқа жерде пайдаланылмайды. Бұл ретте бұл шығарындылар көмірді жерасты өндіруден шығатын парниктік газдардың мөлшерін анықтау кезінде ескерілген болып саналады.

Қабаттарды газсыздандырудан алынған газ әрқашан ескеріледі.

17. Алауды жағудан болған СО2 шығарындылары Кодекстің 294-бабының 3-тармағына сәйкес әзірленген мұнай және газ өндіру қондырғыларынан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесінің 23-тармағына сәйкес есептеледі.

5-параграф. Көмірді жерасты өндіру кезіндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу

18. Көрсеткіш: Жабық тәсілмен көмір өндіруден болған парниктік газдардың жалпы шығарындылары

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес квоталау субъектісінің бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

Епг = Епгпс + Епгуг + Епгш + ЕСН4д – ЕСН4ф, (8),

мұндағы:

EПГ. – жабық тәсілмен көмір өндіруден болған парниктік газдардың жалпы шығарындылары, тонна;

Епгпс – жерасты тәсілімен көмір өндіруден болған парниктік газдар шығарындылары;

Епгуг – жерасты тәсілімен көмір өндіруден соң болған парниктік газдар шығарындылары, м3СО2/тонна;

Епгш – тоқтатылған шахталардан болған метан шығарындылары;

ЕСН4д – алауда жағылған құрғатылған метаннан болған шығарындылар*;

Тек қана өз мұқтаждықтары үшін учаскеде пайдаланылған төгілген метанның көлемі ғана есепке алынады. Метанды тасымалдау және оны басқа тарапқа беру кезінде қосарланған есептерді болдырмау үшін метанның бұл көлемі қондырғының жалпы балансында есепке алынбайды.

ЕСН4вф – алауда жағылған немесе жеке энергетикалық мұқтаждарына пайдаланылған желдету метаны.

Тек қана өз мұқтаждықтары үшін учаскеде пайдаланылған желдету метанының көлемі ғана есепке алынады. Метанды тасымалдау және оны басқа тарапқа беру кезінде қосарланған есептерді болдырмау үшін метанның бұл көлемі қондырғының жалпы балансында есепке алынбайды.

19. Осы Әдістемеге енгізілмеген өндірістік процестер болған жағдайда квота субъектісі парниктік газдар шығарындыларын есептеудің халықаралық әдістерін пайдаланады.

3-тарау. Әкімшілік субъектілері үшін көмір өндіруден парниктік газдар шығарындыларын есептеу

20. Әкімшілендіру субъектілері қондырғыларының санаттары үшін меншікті коэффициенттер және оларды айқындауға арналған құралдар болмаған жағдайда, кезеңдердің әрқайсысы үшін төменде көрсетілген парниктік газдар шығарындыларын есептеу коэффициенттерін пайдалану ұсынылады.

Алайда, квота қондырғыларының санатына көшуді өзгерту кезінде парниктік газдар шығарындыларының көлемдері өздерінің сертификатталған өндірістік зертханасы немесе заңнамада белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханамен шарт жасасу арқылы алынған өздерінің коэффициенттері бойынша Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті өндірістік зертханасында немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханасында зертханалық зерттеулердің нәтижелері бойынша есептеледі.

21. Жер асты шахталарында көмір өндіру кезінде әкімшілік ету субъектілері үшін СН4 шығарындылары кезінде мынадай мәндер қабылданады:

10 метрден 200 метрге дейінгі тереңдікте көмір өндіруді жүзеге асыратын әкімшілік субъектілері үшін СН4 шығарындылары 10 м3/тонна көмірге теңестіріледі;

200 метрден 400 метрге дейінгі тереңдікте көмір өндіруді жүзеге асыратын әкімшілік субъектілері үшін СН4 шығарындылары 18 м3/тонна көмірге теңестіріледі.

400 метрден астам тереңдікте көмір өндіруді жүзеге асыратын әкімшілік субъектілері үшін СН4 шығарындылары 25 м3/тонна көмірге теңестіріледі.

Аралық тереңдіктер үшін әртүрлі тереңдікте бір мезгілде қызметті жүзеге асыру кезінде көрсетілгенге жақын орташа мәндер немесе олардың комбинациясы пайдаланылады.

22. Жерасты шахталарында көмір өндіруден кейінгі әкімшілік құрылымдар үшін CH4 шығарындылары үшін келесі мәндер алынады:

10 метрден 200 метрге дейінгі тереңдікте көмір өндіруді жүзеге асыратын әкімшілік субъектілері үшін СН4 шығарындылары 0,9 м3/тонна көмірге теңестіріледі;

200 метрден 400 метрге дейінгі тереңдікте көмір өндіруді жүзеге асыратын әкімшілік субъектілері үшін СН4 шығарындылары 2,5 м3/тонна көмірге теңестіріледі.

400 метрден астам тереңдікте көмір өндіруді жүзеге асыратын әкімшілік субъектілері үшін СН4 шығарындылары 4,0 м3/тонна көмірге теңестіріледі.

23. Ашық тәсілмен көмір өндіру кезінде әкімшілік субъектілері үшін CH4 шығарындылары кезінде мынадай мәндер қабылданады:

Аршылған жыныстардың орташа қалыңдығы 0 метрден 15 метрге дейін көмір өндірісін жүзеге асыратын әкімшілік субъектілері үшін CH4 шығарындылары 0,3 м3/тонна көмірге теңестіріледі.

Аршылған жыныстардың орташа қалыңдығы 16 метрден 30 метрге дейін көмір өндірісін жүзеге асыратын әкімшілік субъектілері үшін CH4 шығарындылары 0,3 м3/тонна көмірге теңестіріледі.

Аршылған жыныстардың орташа қалыңдығы 31 метрден 50 метрге дейін көмір өндірісін жүзеге асыратын әкімшілік субъектілері үшін CH4 шығарындылары 2,0 м3/тонна көмірге теңестіріледі.

Аршылған жыныстардың қалыңдығы туралы деректері жоқ әкімшілік субъектілері көмірдің 1,2 м3/тоннасына тең CH4 шығарындыларының орташа коэффициентін пайдаланады.

24. Ашық тәсілмен көмір өндіруден кейін болған CH4 шығарындылары кезінде әкімшілік субъектілері үшін мынадай мәндер қабылданады

Аршылған жыныстардың орташа қалыңдығы 0 метрден 15 метрге дейін көмір өндірісін жүзеге асыратын әкімшілік субъектілері үшін CH4 шығарындылары 0 м3/тонна көмірге теңестіріледі.

Аршылған жыныстардың орташа қалыңдығы 16 метрден 30 метрге дейін көмір өндірісін жүзеге асыратын әкімшілік субъектілері үшін CH4 шығарындылары 0,1 м3/тонна көмірге теңестіріледі

Аршылған жыныстардың орташа қалыңдығы 31 метрден 50 метрге дейін көмір өндірісін жүзеге асыратын әкімшілік субъектілері үшін CH4 шығарындылары 0,2 м3/тонна көмірге теңестіріледі.

25. Тоқтатылған шахталарда өз қызметін жүзеге асыратын әкімшілік субъектілері үшін шығарындылар коэффициенті әрбір шахта үшін 0,400 миллион м3 метанға тең болады.

26. СО₂ шығарындылары осы Әдістеменің 12-тармағына сәйкес есептеледі.

Ескерту. 26-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

27. Әкімшілік субъектілері үшін аршылған жыныстардан және эндогенді өрттерден болған СО2 шығарындылары осы Әдістеменің 12, 13-тармақтарына сәйкес есептеледі.

28. Осы Әдістемеге енгізілмеген өндірістік процестер болған жағдайда квота субъектісі парниктік газдар шығарындыларын есептеудің халықаралық әдістерін пайдаланады.

Қазақстан Республикасы
Экология және табиғи
ресурстар министрі
2023 жылғы 17 қаңтардағы
№ 9 Бұйрығына
9 қосымша

Химия өнеркәсібі өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Химия өнеркәсібінің өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) Қазақстан Республикасы Экологиялық кодексінің (бұдан әрі – Кодекс) 294-бабының 3-тармағына сәйкес әзірленген және парниктік газдар шығарындыларын есептеуге арналған.

2. Пештерде отынды жағудың өндірістік процестері (химиялық реакциялар жүргізу және пайдалы компоненттерді алу мақсатында пештерде шикізатты жоғары температурада өңдеу) жылу қазандықтарынан парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесіне сәйкес IPCC сәйкес есептелуі керек себебі. Электр станцияларында, жылу электр станцияларында және қазандықтарда пештерде отынды жағуға арналған есептеулер қарастырылмаған.

Ескерту. 2-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

3. Осы Әдістемеде мынадай терминдер мен анықтамалар пайдаланылады:

1) абсорбция – сорбенттің барлық көлемімен сорбаттың сіңірілуі;

2) азот қышқылы – түссіз, ауада түтіндейтін сұйықтық;

3) аммиак – азот пен сутектің бинарлық бейорганикалық химиялық қосылысы, өткір иісі бар түссіз газ, аммиактың тығыздығы ауадан екі есе аз;

4) кальцийлендіру (кальцийлеп күйдіру) – ұшпа қоспаларды кетіру немесе тотығу және сынғыштық беру мақсатында (ұсақтауды жеңілдету үшін) жоғары температураға дейін қыздыру арқылы (балқу нүктесіне жетпей) затқа жаңа қасиеттер;

5) карбонатты шикізат – әктастар, доломиттер, мәрмәрлар, мергельдер, сазды әктастар, доломиттер, бор, магнезит және т. б., сондай-ақ жасанды құрылыс материалдарын өндіруге арналған шикізат;

6) катализатор – реакцияны жеделдететін, бірақ реакция процесінде тұтынылмайтын химиялық зат;

7) қондырғы операторы – меншігінде немесе өзгедей заңды пайдалануында қондырғысы бар жеке немесе заңды тұлға;

8) мұнай коксы ( мұнайдан шыққан көміртегі) – мұнайды немесе мұнай өнімдерін қайта өңдеудің қатты қалдығы. Электродтар мен коррозияға төзімді жабдықты дайындау үшін қолданылады, ферроқорытпаларды алу кезінде қалпына келтіргіш;

9) титрлеу – зерттелетін заттың салмағы немесе санын анықтау процесс;

10) тшикізат материалдары – өндірісте әрі қарай өңдеуге арналған материалдар.

Әдістемеде пайдаланылатын өзге терминдер мен анықтамалар Қазақстан Республикасының экологиялық заңнамасына сәйкес қолданылады.

4. Парниктік газдар шығарындыларын есептеу үшін параметрлердің жинақтық, орташа және орта өлшенген мәндері алынады.

2-тарау. Аммиак өндіретін қондырғылардан болған көміртегі қостотығы шығарындыларын есептеу

5. Аммиак өндірісі құрамында көміртегі бар газды шикізатты буландыру реформингі немесе сұйық немесе қатты құрамында көміртегі бар шикізатты ішінара тотығу әдісімен СО2 шығарындыларын қамтиды.

Аммиак өндірісінен болған СО2 шығарындыларын толық бағалау үшін қондырғы операторы шикізатты тиеу деректеріне негізделген аммиак өндірісінен болған СО2 шығарындыларын анықтайды.

6. Мочевина (мочевина), тауарлық СО2 немесе басқа химикаттарды өндіру үшін шикізат ретінде аммиак өндірісі кезінде түзілетін СО2 пайдаланған кезде аммиак өндірісінен СО2 шығарындылары басқа заттарды өндіру үшін ұсталған және пайдаланылған СО2 мөлшерін шегеріп анықталады.

7. Көрсеткіш: аммиак өндірісінен СО₂ шығарындылар;

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі мен мерзімдері: жыл сайын, есепті кезеңнен кейінгі жылдың 1 қаңтарына дейін.

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

E_CO2,_y =∑ⁿ_j ₌₁ (RMC_j,_yxEF_CO2j,yxOF_j,_y) - R_CO2 (1),

мұнда:

E_CO2,_y - "y" кезеңіндегі аммиак өндірісінен СО₂ шығарындылары, СО₂ эквивалентінің тоннасы;

RMC_j,_y - көміртегі бар шикізаттың (отынның) "у" кезеңінде аммиак өндіруге жұмсалған шығыны, мың м³, тонна эталондық отын немесе ТДж;

Құрамында көміртегі бар шикізаттың (отынның) және аммиак өндірісінде технологиялық және энергетикалық мақсаттарға пайдаланылған отынның шығыны зауыт операторының есепті кезеңдегі нақты деректері бойынша алынады.

EF_CO2j,_y – көміртекті шикізатты (отынды) пайдаланудан СО₂ эмиссия коэффициенті "j", t СО₂/т. Көрсеткіш жылу электр станцияларының қазандықтарынан парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесіне сәйкес формулалар бойынша Кодекстің 294-бабының 3-тармағына сәйкес әзірленген зауыттар мен қазандықтардан бөлінетін газтәрізді отынның құрамдас құрамы мен қатты және сұйық отындағы көміртегінің мөлшері туралы нақты деректер негізінде есептеледі.

Есепті кезеңде газтәрізді отынның құрамдас химиялық құрамы және қатты және сұйық отындардағы көміртегі мөлшері туралы нақты деректер болмаған жағдайда отынның тиісті түрлері үшін шығарындылар коэффициенттерінің мәндері осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес пайдаланылады.

OF_j,_y - құрамында көміртегі бар шикізаттың (отынның) тотығу коэффиценті " j " "y" кезеңіндегі үлесі, газ тәрізді, сұйық және қатты көміртегі бар шикізаттың (отынның) барлық түрлері үшін әдепкі бойынша 1,0-ге тең қабылданады. (100% тотығуға сәйкес).

R_CO2 – аммиак өндіру кезінде түзілетін, одан әрі тауарлық өнімге шикізат ретінде пайдалану үшін алынған СО₂ массасы, тонна;

j – көміртекті шикізаттың түрі (отын);

n – "у" кезеңінде пайдаланылатын көміртегі бар шикізат (отын) түрлерінің саны.

Өлшем бірлігі тонна болса, дөңгелектеу үш үтірден кейін орындалады.

8. Парниктік газдар шығарындыларының санын анықтау үшін қажетті тұтынылатын шикізаттың, отынның, материалдардың, өндірілген өнімдердің және түзілетін қалдықтардың шығарындыларының факторларын, көміртегі құрамын және физика-химиялық сипаттамаларын анықтау кезінде мыналар қолданылады:

1) Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті өндірістік зертханасында немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханасында зертханалық зерттеулердің нәтижелері;

2) есепті кезеңде зертханалық зерттеулер болмаған жағдайда сапа сертификаттарында көрсетілген ресурстарды жеткізушілердің деректері немесе ақпарат көздеріне сілтеме жасаған анықтамалық деректер пайдаланылады.

9. Аммиакты алу және аммиак өндірісі процесінде құрамында көміртегі бар несепнәр және басқа да тауарлық өнімдерді өндіру үшін шикізат ретінде пайдалану кезінде аммиак өндірісінен алынған СО2 мөлшері өндіріс негізінде СО2 (RCO2) сәйкес мөлшеріне түзетіледі. бағалаулар немесе материалдық баланстар.

10. Осы Әдістемеге енгізілмеген өндірістік процестер болған жағдайда зауыт операторы парниктік газдар шығарындыларын есептеудің халықаралық әдістерін пайдаланады.

3-тарау. Азот қышқылын өндіруден болған азот тотығының шығарындыларын есептеу

11. Азот қышқылын (бұдан әрі – HNO3) өндіру аммиактың катализдік тотығуы және өндіріс процесінде азот және азот қышқылының тотықтарымен химиялық реакциялар ағымы кезінде жанама өнім ретінде түзілетін азот тотығының (бұдан әрі – N2O) шығарындыларын қамтиды.

12. Қондырғы операторы технология түрі және шығарындыларды тікелей өлшеу арқылы алынған шығарындылардың меншікті коэффициенттері бойынша топтастырылған нақты өлшеу нәтижелеріне негізделген N2O шығарындыларын анықтайды.

13. Егер зауытта әртүрлі режимде жұмыс істейтін бірнеше өндірістік желілер болса, қондырғы операторы N2O шығарындыларын әрбір топтан және көздердің әрбір өндірістік желісі бойынша бөлек есептейді. Алынған N2O эмиссиясының мәндері жинақталған.

14. Азот қышқылы өндірісінен болған N2O шығарындыларының санын есептеу келесі әдістердің бірімен есептеледі:

а) N2O шоғырлануын өлшеу деректері және химиялық өндіріс қондырғыларынан бөлінетін газдар шығыны негізінде N2O шығарындыларын есептеу;

б) химиялық өнім өндірісі және шығарындылар коэффициенттері туралы деректер негізінде N2O шығарындыларын есептеу.

Шығарындыларды сандық анықтау әдісін таңдауды қондырғы операторы формулалар бойынша есептеулерді орындау және нәтижелердің ең жақсы дәлдігін қамтамасыз ету үшін бастапқы деректердің қолжетімділігіне сүйене отырып жүргізеді.

15. N2O шоғырлануын өлшеу деректері және химиялық өндіріс қондырғыларынан бөлінетін газдар шығыны негізінде N2O шығарындыларын есептеу.

Көрсеткіш: азот қышқылы өндірісінен болған N2O шығарындылары;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері;

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы: Шығарындыларды есептеу келесі формула бойынша жүргізіледі:

мұндағы:

EN2O – азот қышқылы өндірісінен болған N2O шығарындылары, N2O тонна;

Q – атмосфераға шығарылатын азот қышқылын өндіру қондырғысынан болатын қайтымды газдардың шығыны, м3 (кг). Көрсеткіш үш айда кемінде 1(бір) рет үздіксіз немесе кезеңдік өлшеу жолымен айқындалады және есепті кезең ішінде қондырғы жұмысының ұзақтығын ескере отырып, қайтымды газдардың шығынын айқындау үшін пайдаланылады.

CN2O – азот қышқылын өндіретін қондырғыдан атмосфераға шығарылатын қайтымды газдардағы N2O орташа шоғырлануы, мг/м3 (мг/кг). Көрсеткіш үш айда кемінде 1 (бір) рет үздіксіз немесе кезеңдік өлшеу жолымен айқындалады. Қайтымды газдардағы N2O шоғырлануын өлшеу қайтымды газдарды тазарту және бұзу жүйелерін қолданғаннан кейін жүргізіледі.

4) шығыс ақпараттың орналасу орны көрсеткіш: Қазақстан Республикасы Кәсіпкерлік кодексінің 28-бабының 9-тармағына сәйкес жарияланбайды.

16. Көрсеткіш: азот қышқылы өндірісінен болған N2O шығарындылары;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері.

мұндағы:

EN2O – азот қышқылы өндірісінен болған N2O шығарындылары, N2O тонна;

P – азот қышқылын өндіру, тонна. Көрсеткіш есепті кезеңдегі қондырғы операторының нақты деректері бойынша есептеледі және сыртқы тұтынушыларға жіберілген тауарлық өнімді ғана емес, өндірілетін өнімнің жалпы санын қамтиды. Өндірілген азот қышқылының мөлшері 100% азот қышқылына қайта есептеумен анықталады.

EFN2O – азот қышқылы өндірісінен болған N2O шығарындылары коэффициенті осы Әдістеменің 17-тармағына сәйкес, кг/т;

17. Көрсеткіш: N2O азот қышқылы өндірісінен болған N2O шығарындылары;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

EFN2O – азот қышқылы өндірісінен болған N2O шығарындылар коэффициенті, кг/т;

Q – атмосфераға шығарылатын азот қышқылын өндіру қондырғысынан болған қайтымды газдардың орташа шығыны м3/сағ. (кг/сағ.);

СN2O – азот қышқылын өндіру қондырғысынан атмосфераға бөлінетін қайтымды газдардағы N2O орташа шоғырлануы, мг/м3 (мг/кг).

Көрсеткіш жеке өндірістік зертхананың нәтижелері бойынша немесе Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертхананың зертханалық зерттеулердің нәтижелері бойынша айқындалады.

P – азот қышқылының орташа өндірісі, т/сағ.;

18. Азот қышқылы өндірісінен болған N2O шығарындылар коэффициенті жыл сайын технологиялық процесті жүргізудің қалыпты жағдайында орындалған қайтымды газдардың шығынын, қайтымды газдардағы N2O шоғырлануын өлшеу және тиісті кезеңге өнім өндіру негізінде анықталады. Қайтымды газдардағы N2O шоғырлануын өлшеу қолданылатын қайтымды газдарды тазарту және бұзу жүйелерінен кейін жүргізіледі. Азот қышқылын өндіру сыртқы ұйымдарға жіберілген тауарлық өнімді ғана емес, осы түрдегі өндірілетін өнімнің жалпы мөлшерін қамтиды.

19. Осы Әдістеменің 17-тармағында көрсетілген есептеулерді жүргізуге мүмкіндіктер болмаған жағдайда, азот қышқылын өндіру кезіндегі N2O эмиссиясының коэффициенті осы Әдістемеге қосымшаның 2-кестесіне сәйкес қабылданады.

Осы Әдістемеге енгізілмеген өндірістік процестер болған жағдайда зауыт операторы парниктік газдар шығарындыларын есептеудің халықаралық әдістерін пайдаланады.

4-тарау. Кальций карбидін өндіруден болған СО2 шығарындыларын есептеу

20. Кальций карбиді (бұдан әрі – CaC2) ацетилен, цианамид өндірісінде және болаттарды балқытатын электрлік доғалы пештерде тотықсыздандырғыш ретінде пайдаланылады. Ол құрамында құрамында көміртегі бар шикізаттың екі түрінен – кальций карбонатынан (әктас) және мұнай коксынан алынады.

21. CaC2 кальций карбонатын (әктас) қыздыру арқылы алынады, содан кейін көміртегі арқылы СаО қалпына келтіріледі. Екі кезеңде де СО2 бөлінеді. Мұнай коксынан көміртегінің шамамен 67% өнімге өтеді.

22. СаС2 өндірісінде CO2, метан, көміртегі монооксиді және күкірт диоксиді шығарындыларын қамтиды.

Егер зауытта әртүрлі режимдерде жұмыс істейтін бірнеше технологиялық желілер болса, қондырғы операторы СО2 шығарындыларын әр топтан және көздердің әрбір технологиялық желісі үшін бөлек есептейді. CO2 шығарындыларының алынған мәндері жинақталған.

23. Осы санаттағы СО2 шығарындыларын есептеу кезінде дәнекерлеуге арналған ацетиленді өндіру үшін CaC2 пайдалану ескеріледі. Басқа зауыт операторының зауытында СаС2-ден ацетилен өндіру кезінде және осы мақсатқа жұмсалған СаС2 мөлшері белгісіз, бұл фактіні зауыт операторы құжаттайды.

24. Көрсеткіш: кальций карбидін өндіруден болған СО2 шығарындылары;

1) көрсеткіштерді қалыптастыру кезеңділігі және мерзімдері: жыл сайын, есепті кезеңнен кейінгі жылдың 1 наурызына дейін.;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері.

мұндағы:

EСО2 – кальций карбидін өндіруден болған СО2 шығарындылары, СО2 тонна-эквивалент;

AD – мұнай коксының қызметі немесе кальций карбидінің өндірісі, жұмсалған шикізаттың тоннасы немесе карбид өнімінің тоннасы туралы деректер;

EF – шығарындылар коэффициенті, СО2 тонна /тонна.

25. Шығарындылар коэффициенті үшін мәнді таңдаудың екі негізгі нұсқасы бар:

- белсенділік деректері ретінде кальций карбиді өндірісін пайдаланған кезде "EF" карбид өндірісінің бірлігіне СО2 орташа шығарындыларына тең, тонна СО2/карбид өндірісінің тоннасына;

- белсенділік деректері ретінде мұнай коксын тұтынуды пайдаланған кезде "EF" келесідей есептеледі:

Көрсеткіш: СО2 шығарындылар коэффициенті;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері.

мұндағы:

EF – СО2 шығарындылар коэффициенті, СО2 тоннасы /тонна;

CCF – көміртегі құрамының коэффициенті, кг/ ГДж осы Әдістемеге қосымшаның 3-кестесіне сәйкес;

COF – осы Әдістемеге қосымшаның 3-кестесіндегі көміртектің тотығу коэффициенті, бірліктер үлесі;

26. Осы Әдістемеге енгізілмеген өндірістік процестер болған жағдайда қондырғы оператор парниктік газдар шығарындыларын есептеудің халықаралық әдістемелерін пайдаланады.

Химия өнеркәсібі өндіру
жөгіндегі парниктік газдар
шығарындыларын есептеу
әдістемесіне қосымша

1-кесте

Отын шығынын энергетикалық бірліктерге ауыстыру коэффициенттері, СО2 шығарындыларының коэффициенттері және отын түрлері бойынша көміртектің болуы

Отын түрлері	Шартты отынды тоннаға ауыстыру коэффициенттері және энергетикалық бірліктер (NCVj,y)			Шығарындылар коэффициенттері (EFCО2,j,y)		*Көміртегі мөлшері (Wcy)**
Отын түрлері	Өлшем бірлігі	ш.о.т./т (мыңм3)	ТДж/мыңт (млн м3)	тСО2/ту.т.	тСО2/ТДж	тС/ту.т.	т С/ТДж
Сұйық отындар (Мұнай және мұнай өңдеу өнімдері)
Кәсіпшілік газ конденсатын қоса алғанда, мұнай	тонна	1,430	41,9	2,15	73,3	0,59	20,0
Табиғи газды конденсат	тонна	1,508	44,2	1,88	64,2	0,51	17,5
Ілеспе мұнай газы (мұнай кен орындары)	мың м3	1,154	33,8	1,77	60,4	0,48	16,5
Ілеспе мұнай газы (газ конденсатты кен орындары)	мың м3	1,154	33,8	1,64	55,9	0,45	15,3
Ілеспе мұнай газы (газ кен орындары)	мың м3	1,154	33,8	1,62	55,2	0,44	15,1
Автомобиль бензині	тонна	1,490	43,7	2,03	69,3	0,55	18,9
Авиациялық бензин	тонна	1,490	43,7	2,05	70,0	0,56	19,1
Авиациялық керосин	тонна	1,470	43,1	2,10	71,5	0,57	19,5
Керосин	тонна	1,470	43,1	2,11	71,9	0,58	19,6
Дизельді отын	тонна	1,450	42,5	2,17	74,1	0,59	20,2
От жағатын мазут	тонна	1,370	40,2	2,27	77,4	0,62	21,1
Кемелік мазут	тонна	1,430	41,9	2,27	77,4	0,62	21,1
Тұрмыстық пеш отыны	тонна	1,450	42,5	2,27	77,4	0,62	21,1
Сұйытылған мұнай газы	тонна	1,570	46,0	1,85	63,1	0,50	17,2
Басқа мотор отындары	тонна	1,470	43,1	2,11	71,9	0,58	19,6
Мұнай битумы	тонна	1,350	39,6	2,37	80,7	0,65	22,0
Этан	тонна	1,583	46,4	1,81	61,6	0,49	16,8
Пропан	тонна	1,570	46,0	1,87	63,8	0,51	17,4
Бухан	тонна	1,570	46,0	1,82	62,0	0,50	16,9
Пропан және бутан сұйытылған, көмірсутекті газдар және олардың сұйытылған қоспалары	тонна	1,570	46,0	1,85	63,2	0,51	17,3
Лигроин	тонна	1,536	45,0	2,15	73,3	0,59	20,0
Майлау материалдары	тонна	1,372	40,2	2,15	73,3	0,59	20,0
Құрғақ мұнай өңдеу кәсіпорындарының газы	тонна	1,500	44,0	1,30	44,4	0,35	12,1
Мұнай және тақтатас коксы	тонна	1,080	31,7	2,86	97,5	0,78	26,6
Басқа мұнай өнімдері	тонна	1,430	41,9	2,15	73,3	0,59	20,0
Қатты отындар (көмір және көмірді қайта өңдеу өнімдері)1
Қарағанды көмірі	тонна	0,726	21,3	2,76	94,2	0,75	25,7
Екібастұз көмірі	тонна	0,628	18,4	2,77	94,6	0,76	25,8
басқа кен орындарының көмірі	тонна	0,768	22,5	2,76	94,2	0,75	25,7
Антрацит	тонна	0,911	26,7	2,88	98,3	0,79	26,8
Кокстелетін көмір	тонна	0,962	28,2	2,77	94,6	0,76	25,8
Тас көмір	тонна	0,768	22,5	2,77	94,6	0,76	25,8
Қоңыр көмір	тонна	0,467	13,7	2,96	101,0	0,81	27,6
Жанғыш тақтатастар	тонна	0,300	8,79	3,14	107,0	0,86	29,2
Брикеты угольные	тонна	0,605	17,7	2,86	97,5	0,78	26,6
Коксты жасанды жанғыш газ	мың м3	0,570	16,7	1,30	44,4	0,35	12,1
Доменді жасанды жанғыш газ	мың м3	0,430	12,6	7,62	260,0	2,08	71,0
Металлургиялық кокс	тонна	0,990	29,0	3,14	107,0	0,86	29,2
Кокс-химия зауыттарының таскөмір шайыры	тонна	1,300	38,1	2,37	80,7	0,65	22,0
Табиғи газ
Жанғыш табиғи газ (табиғи)	мың м3	1,154	33,8	1,59	54,4	0,43	14,8
Сығылған Газ	мың м3	1,154	33,8	1,59	54,4	0,43	14,8
Сұйытылған Газ	мың м3	1,570	46,0	1,65	56,4	0,45	15,4
Торф
Отын шымтезегі	тонна	0,340	10,0	3,11	106,0	0,85	28,9
Торфты брикеттер мен жартылай брикеттер	тонна	0,600	17,6	3,11	106,0	0,85	28,9
Қалдықтар
Тұрмыстық қалдықтар (биологиялық емес фракция)	тонна	0,341	10,0	2,69	91,7	0,73	25,0
Технологиялық өндірістердің өзге жанғыш қалдықтары	ш.о.тоннасы	1,000	29,3	4,19	143,0	1,14	39,0
Мұнай қалдықтары	тонна	1,372	40,2	2,12	72,2	0,58	19,7

1Келтірілген мәндер жағу кезінде қатты отынның көміртегінің толық емес тотығуын ескереді, сондықтан оларды "отынды стационарлық жағу" бөліміне сәйкес формулалар бойынша шығарындыларды есептеу үшін пайдаланған кезде тотығу коэффициенті (OFj,y) бірлікке (1,0) тең қабылданады

2-кесте

Химиялық өнім өндірісіне арналған N2O шығарындыларының коэффициенттері

Өндірістік процесс	Шығарындыларының коэффициенттері
Азот қышқылының өндірісі
СКҚК бар зауыттар* (барлық процестер)	2,0 кг N2O/ т азот қышқылы (100%)
N2O синтез процесінде немесе қалдық газда жоятын зауыттар	2,0 кг N2O/ т азот қышқылы (100%)
процесс төмен атмосфералық қысым кезінде жүретін зауыттар	5,0 кг N2O/ т азот қышқылы (100%)
процесс орташа атмосфералық қысым кезінде жүретін зауыттар	7,0 кг N2O/ т азот қышқылы (100%)
процесс жоғары атмосфералық қысым кезінде жүретін зауыттар	9,0 кг N2O/ т азот қышқылы (100%)
Басқа химиялық өндіріс
Капролактам өндірісі	Капролактамның 9,0 кг N2O/ т
Глиоксаль өндірісі	Глиоксальдің 0,1 кг N2O/ т
Глиоксил қышқылын өндіру	0,02кг N2O/ т глиоксил қышқылы

Ескертпелер:

* Селективті емес каталитикалық қалпына келтіру (СКҚК).

** Дереккөз: КӨҮСТ БҚ, 2006 ж. 3-том, 3-тарау "Химия өнеркәсібінің шығарындылары".

3-кесте

СО2 шығарындыларының жану үшін коэффициенттері1

Отын түрінің атауы		Әдеттегідей көміртегі құрамы (CCF) (кг/ГДж)	Көміртектің әдеттегідей тотығу коэффициенті (COF)	Шығарындылардың тиімді коэффициенті СО2(кг/ГДж)2
		Әдеттегідей көміртегі құрамы (CCF) (кг/ГДж)	Көміртектің әдеттегідей тотығу коэффициенті (COF)	Әдеттегідей мәні	95% сенімгерлік межелдемесі
		А	В	С=АВ44/12*1000	Төменгі шек	Жоғары шек
Шикі мұнай		20	1	73 300	71 100	75 500
Оримульсия		21,0	1	77 000	69 300	85 400
Сұйытылған табиғи газ		17,5	1	64 200	58 300	70 700
Бензин	Автомобиль бензині	18,9	1	69 300	67 500	73 000
	Авиациялық бензин	19,1	1	70 000	67 500	73 000
	Реактивті қозғалтқыштарға арналған бензин	19,1	1	70 000	67 500	73 000
Реактивті қозғалтқыштарға арналған керосин		19,5	1	71 500	69 700	74 400
Керосиннің басқа түрлері		19,6	1	71 900	70 800	73 700
Тақтатас майы		20,0	1	73 300	67 800	79 200
Газойль / дизель отыны		20,2	1	74 100	72 600	74 800
От жағатын мазут		21,1	1	77 400	75 500	78 800
Сұйытылған мұнай газы		17,2	1	63 100	61 600	65 600
Этан		16,8	1	61 600	56 500	68 600
Нафта		20,0	1	73 300	69 300	76 300
Битум		22,0	1	80 700	73 000	89 900
Майлау материалдары		20,0	1	73 300	71 900	75 200
Мұнай коксы		26,6	1	97 500	82 900	115 000
Мұнай өңдеу шикізаты		20,0	1	73 300	68 900	76 600
Өзге мұнай өнімдері	Мұнай газы	15,7	1	57 600	48 200	69 000
	Қатты парафиндер	20,0	1	73 300	72 200	74 400
	Уайт-спирит және СОТК	20,0	1	73 300	72 200	74 400
Басқа мұнай өнімдері		20,0	1	73 300	72 200	74 400
Антрацит		26,8	1	98 300	94 600	101 000
Кокстелетін көмір		25,8	1	94 600	87 300	101 000
Битум көмірінің басқа түрлері		25,8	1	94 600	89 500	99 700
Жартылай битуминозды көмір		26,2	1	96 100	92 800	100 000
Лигнит		27,6	1	101 000	90 900	115 000
Жанғыш тақтатас және битуминозды құмдар		29,1	1	107 000	90 200	125 000
Брикеттелген қоңыр көмір		26,6	1	97 500	87 300	109 000
Патенттелген отын		26,6	1	97 500	87 300	109 000
Кокс	Пеш және лигнитті кокс	29,2	1	107 000	95 700	119 000
Кокс	Газ коксы	29,2	1	107 000	95 700	119 000
Тас көмір қарамайы		22,0	1	80 700	68 200	95 300
Туынды газдар	Зауыт газы	12,1	1	44 400	37 300	54 100
	Кокс газы	12,1	1	44 400	37 300	54 100
	Домендік газ4	70,8	1	260 000	219 000	308 000
	Оттегі болат балқыту пештерінің газы 5	49,6	1	182 000	145 000	202 000
Табиғи газ		15,3	1	56 100	54 300	58 300
Тұрмыстық қалдықтар (биологиялық емес фракциялар)		25,0	1	91 700	73 300	121 000
Өнеркәсіптік қалдықтар		39,0	1	143 000	110 000	183 000
Мұнай қалдықтары		20,0	1	73 300	72 200	74 400
Қатты биоотын	Сүрек/сүрек қалдықтары	28,9	1	106 000	100 000	108 000
	Сілті (қара сілті)5	26,0	1	95 300	80 700	110 000
	Бастапқы қатты биомассалардың өзге де түрлері	27,3	1	100 000	84 700	117 000
	Сүрек көмір	30,5	1	112 000	95 000	132 000
Сұйық биоотын	Биобензин	19,3	1	70 800	59 800	84 300
	Био-дизотын	19,3	1	70 800	59 800	84 300
	Сұйық биоотынның басқа түрлері	21,7	1	79 600	67 100	95 300
Биогаз	Органикалық қалдықтардан Газ	14,9	1	54 600	46 200	66 000
	Кәріз газы	14,9	1	54 600	46 200	66 000
	Басқа биогаздар	14,9	1	54 600	46 200	66 000
Қазылмайтын отынның басқа түрлері	Тұрмыстық қалдықтар (биомасса фракциясы)	27,3	1	100 000	84 700	117 000
Ескертпелер: 1 95 пайыздық сенімгерлік межелдемесінің төменгі және жоғарғы шектері, логнормал үлестірулер жағдайында, ұлттық есептерге, ХЭА мәліметтеріне және қолда бар ұлттық мәліметтерге негізделген мәліметтер жиынтығына сәйкес келеді. Толығырақ сипаттама 1.5-бөлімінде берілген. 2 Т Дж = 1000 Дж. 3 Домна газының шығарылу коэффициентінің мәндеріне осы газдың құрамында болатын, сонымен қатар оның жану процесінде пайда болатын көміртегі диоксиді кіреді. 4 оттегі пештерінің газ шығару коэффициентінің мәндеріне осы газдың құрамында құрамында болатын, сонымен қатар оның жану процесінде пайда болатын көміртегі диоксиді кіреді. 5 Қара сілтіні жағу қондырғысынан бөлінген биомассасынан алынған СО2 және әкті күйдіру пешінен бөлінген биомассасынан алынған СО2 қамтиды.

Қазақстан Республикасы
Экология және табиғи
ресурстар министрі
2023 жылғы 17 қаңтардағы
№ 9 Бұйрығына
10 қосымша

Шыны, керамика және минералды материалдарды өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу бойынша әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Шыны, керамика және минералды материалдарды өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу жөніндегі осы Әдістеме (бұдан әрі – Әдістеме) Қазақстан Республикасы Экологиялық кодексінің (бұдан әрі - Кодекс) 294-бабының 3-тармағына сәйкес әзірленді және парниктік газдар шығарындыларын есептеуге арналған.

3. Осы Әдістемеде мынадай терминдер мен анықтамалар пайдаланылады:

1) кальцийлендіру (кальцийлеп күйдіру) — ұшпа қоспаларды жою немесе тотығу және сынғыштық беру мақсатында (ұсақтауды жеңілдету үшін) жоғары температураға дейін қыздыру арқылы (балқу нүктесіне жетпей) затқа жаңа қасиеттер беру;

2) карбонатты шикізат – әктастар, доломиттер, мәрмәрлар, мергельдер, сазды әктастар, доломиттер, бор, магнезит, сондай-ақ жасанды құрылыс материалдарын өндіруге арналған шикізат;

3) қондырғы операторы – меншігінде немесе өзгедей заңды пайдалануында қондырғысы бар жеке немесе заңды тұлға;

4) титрлеу – зерттелетін заттың салмағы немесе санын анықтау процесі;

5) шикізат материалдары – өндірісте әрі қарай өңдеуге арналған материалдар;

6) шыны сынықтары – жеке кәсіпорнында өндіріс процесінде сынған шыныны немесе басқа (меншікті) ақаулы шыныны, сондай-ақ қайталама шикізат жөніндегі бағдарламалардан немесе шыны сынықтары бойынша брокерлік қызметтерден болған бөтен көздерден шыны сынығын қайтару.

2-тарау. Шыны өндіру жөніндегі СО2 шығарындыларын есептеу

5. Осы Әдістемеде сілтілі және сілтілі жер элементтері карбонаттарының жоғары температуралы балқуы нәтижесінде үздіксіз немесе кезеңдік жұмыс істейтін шыны балқытатын пештерден пайда болатын таралық шыныны, табақты шыныны, шыны талшықты және шыны мақтаны (минералды мақта санаты) қоса алғанда, шынының барлық түрлерін өндіру кезіндегі CO2 шығарындылары қаралады.

Шыны балқытатын пешке карбонаттарды тиеу процестерінен болған СО2 шығарындыларын толық бағалау үшін қондырғы операторы карбонатты шикізаттың шығыны туралы мәліметтер негізінде СО2 шығарындыларын анықтайды.

6. СО2 шығарындыларын есептеу кезінде карбонатты шикізаттың барлық мөлшері, сондай-ақ заттардың құрамының үлестері құрғақ заттар үшін алынады.

7. Қондырғыда бірнеше технологиялық жүйелер болған кезде қондырғы операторы СО2 шығарындыларының есебін әрбір топтан бөлек және әрбір технологиялық жүйе бойынша бөлек жүргізеді. Алынған СО2 шығарындыларының мәндерін қосады.

8. Шыны балқыту пешіне карбонаттарды тиеу процестерінің деректері негізінде СО2 шығарындыларын келесідей есептеледі:

Көрсеткіш: Шыны өндіру өндірісінен болған СО2 шығарындылары;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

EСО2 ,y – шыны өндірісінен болған СО2 шығарындылары, СО2 тонна-эквивалент;

Mj,y – "y" кезеңінде шыны балқыту пештерінде жұмсалған "j" карбонатының массасы, тонна. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті өндірістік зертханасында немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханасында зертханалық зерттеулердің нәтижелері бойынша айқындалады.

Карбонатты шикізаттың шығынын анықтау кезінде гидроксидтерді карбонизациялау әдісімен өндірілген карбонатты материалдар есепке алынбайды.

EFCO2j– "j" карбонаты СО2 шығарындыларының коэффициенті, СО2 тонна/тонна;

Карбонат үшін шығарындылар коэффициенті мәнінің сипаттамаларына тиісті талдаулары болмаған жағдайда коэффициент осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес қабылданады немесе қажетті деректер болмаған кезде СО2 молекулалық массасының карбонаттың молекулалық массасына стехиометриялық қатынасы ретінде есептеледі;

Fj,y – "y" кезеңіндегі "j" карбонатының кальцийлену дәрежесі, үлесі. Көрсеткіш есепті кезеңде тоннамен көрсетілген жұмсалған карбонаттардың жалпы санына жатқызылған шыныдағы карбонаттар құрамын өлшеудің нақты деректері негізінде анықталады, ал нақты деректер болмаған жағдайда 1,0 (100%) тең барлық карбонатты шикізат үшін қабылданады;

j – күйдіру пешіне берілетін карбонаттың түрі;

n – шыны балқыту пештеріне берілетін карбонаттар түрлерінің саны.

Өлшем бірлігінде-тонна, дөңгелектеу үтірден кейін үш цифрға дейін жасалады.

4) шығыс ақпараттың орналасу орны көрсеткіш: көрсеткіш Қазақстан Республикасы Кәсіпкерлік кодексінің 28-бабының 9-тармағына сәйкес жарияланбайды.

9. Осы Әдістемеге енгізілмеген өндірістік процестер болған жағдайда қондырғы оператор парниктік газдар шығарындыларын есептеудің халықаралық әдістемелерін пайдаланады.

3 - тарау. Керамика және керамика бұйымдарын өндіру қондырғыларынан болған СО2 шығарындыларын есептеу

10. Осы Әдістемеде келесі өндіріс түрлерінен: кірпіштер мен шатыр жабындары, жылтыратылған керамикалық құбырлар, отқа төзімді және керамикалық бұйымдар, еден және қабырға плиткалары, асхана және сәндік заттар (тұрмыстық керамика), керамикалық сантехника, техникалық керамика және байланыстырғыш бейорганикалық абразивті материалдар өндірісінен болған СО2 шығарындылары қарастырылады.

Шикізатты кальцийлеу процестері нәтижесінде пайда болатын керамика мен керамикалық бұйымдар өндірісінен болған СО2 шығарындыларын толық бағалау үшін қондырғы операторы пештегі шикізат құрамындағы барлық карбонаттарды тиеуден СО2 шығарындыларын анықтайды.

11. Қондырғыда түрлі режимде істейтін, керамиканың бірнеше түрлерін шығаратын, әртүрлі шикізатпен жұмыс істейтін бірнеше технологиялық жүйелер болған кезде осы көздер тобынан болған СО2 шығарындыларының бүкіл есебі әрбір технологиялық жүйе бойынша бөлек жүргізіледі. Алынған СО2 шығарындыларының мәндерін қосады.

12. Көрсеткіш: керамика және керамика өнімдерін өндіруден болған СО2 шығарындылары;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

EСО2 ,y – "y" кезеңінде керамика және керамика өнімдерін өндіруден болған СО2 шығарындылары, СО2 тонна-эквивалент;

Mj,y – "y" кезеңінде күйдіру пештеріне берілген құрамында "j" карбонаты бар минералды шикізат шығыстары.

Mj,y – "j" карбонатының минералды шикізаттағы құрамы, үлесі. Көрсеткіш Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті өндірістік зертханасында немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханасында зертханалық зерттеулердің нәтижелері бойынша айқындалады.

EFcreamy – "j" карбонаты үшін СО2 шығарындылары коэффициенті, СО2 тонна/тонна;

Карбонат үшін СО2 шығарындылар коэффициенті мәнінің сипаттамаларына тиісті талдаулары болмаған жағдайда коэффициент осы Әдістемеге қосымшаның 3-кестесіне сәйкес қабылданады немесе қажетті деректер болмаған кезде СО2 молекулалық массасының карбонаттың молекулалық массасына стехиометриялық қатынасы ретінде есептеледі;

Керамика мен қыш бұйымдарын өндіру үшін кальцийлеуден СО2 шығарындыларының коэффициентін анықтау үшін қондырғы операторы Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті өндірістік зертханасында немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханасында зертханалық зерттеулердің нәтижелері бойынша айқындалады.

немесе тәуелсіз зертханасының нәтижелері бойынша алынған керамикадағы кальций мен магний оксидтерінің құрамы туралы деректерді алады.

Карбонат үшін СО2 эмиссиялық коэффициенті мәндерінің сипаттамаларына тиісті талдаулар болмаған жағдайда, коэффициент осы Әдістемеге Қосымшаның 2-кестесіне сәйкес қабылданады немесе қажетті деректер болмаған жағдайда ол келесідей есептеледі. осы Әдістемеге Қосымшаның 3-кестесіне сәйкес СО2 молекулалық салмағының карбонаттың молекулалық салмағына стехиометриялық қатынасы.

Сондай-ақ есептеу кезінде қондырғы операторы керамикадағы кальций мен магний тотықтардың карбонатсыз көздеріне түзетулерін ескереді.

Fj,y – "y" кезеңіндегі "j" карбонатының кальцийлену дәрежесі, үлесі.

Карбонатты кальцийлеу дәрежесі есепті кезеңде жұмсалған карбонаттардың жалпы санына жатқызылған әктердегі карбонаттар құрамын өлшеудің нақты деректері негізінде анықталады, тоннамен көрсетілген.

Нақты деректер болмаған жағдайда карбонатты кальцилеу дәрежесі 1,0 (100%) тең барлық карбонатты шикізат үшін қабылданады

j – күйдіру пешіне минералды шикізатпен берілетін карбонаттың түрі (кальцит, магнезит және т. б.);

n – күйдіру пештеріне берілетін карбонаттар түрлерінің саны.

Өлшем бірлігінде-тонна, дөңгелектеу үтірден кейін үш цифрға дейін жасалады.

4-тарау. Минералды материалдарды пайдалану қондырғыларынан болған СО2 шығарындыларын есептеу

14. Әдістемеде карбонаттарды пайдалану кезінде, сондай-ақ басқа көздер санаттарында карбонаттарды флюс немесе шлактүзушілер ретінде пайдалану кезінде минералды материалдарды пайдалану қондырғыларынан болған көміртектің қостотығының шығарындыларын есептеу қарастырылады

15. Қондырғы операторы СО2 шығарындыларын шикізатты (әктас және доломит) кальцийлендіру үрдісі нәтижесінде пайда болатын СО2 шығарындыларын толық бағалау үшін карбонатты шикізаттың шығыны туралы өз деректері негізінде анықтайды.

16. Карбонатты шикізатты, әктас пен доломитті тұтыну деректеріне негізделген СО₂ шығарындылары келесі формула бойынша есептеледі:

Көрсеткіш: минералды материалдар өндірісінде карбонаттарды пайдаланудан СО₂ шығарындылары;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

E_CO2 = ∑n_i ₌₁ (M_i × EF_i × F_i) (3),

мұнда:

E_СО2 - минералды материалдар өндірісінде карбонаттарды пайдаланудан - СО₂ шығарындылары, т.

M_i – тұтынылған карбонаттың массасы "i", тонна;

EF_i – "i" карбонатының эмиссиялық коэффициенті, тонна CO₂/карбонаттың тоннасына Әдістемеге қосымшаның 2-кестесіне сәйкес;

Қажетті деректер болмаған жағдайда коэффициент CO₂ молекулалық массасының карбонаттың молекулалық массасына стехиометриялық қатынасы ретінде есептеледі.

F_i – карбонат "i" үшін қол жеткізілген кальцийлену дәрежесі, бөлшек.

Белгілі бір карбонаттың күйдіру дәрежесінің мәні болмаған жағдайда күйдіру дәрежесі 1,00-ге тең қабылданады;

"i" - қолданылатын карбонат.

Пайдаланылған "i" карбонатының массасын Кодекстің 186-бабының 8 тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының техникалық реттеу және метрология саласындағы заңнамасында белгіленген тәртіпте аккредиттелген меншікті өндірістік немесе тәуелсіз зертхананың нәтижелері бойынша алынған ылғал мен қоспалардың құрамын шегергендегі (тиісті деректер болған жағдайда) нақты деректер бойынша қондырғы операторы қабылдайды.

Ескерту. 16-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 01.03.2024 № 55 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

17. Осы Әдістемеге енгізілмеген өндірістік процестер болған кезде қондырғы операторы парниктік газдар шығарындыларын есептеу бойынша халықаралық әдістемелерді пайдаланады.

5-тарау. Кальцийленген соданы пайдалану кезінде болған СО2 шығарындыларын есептеу

18. Қондырғы операторы карбонатты шикізат пен кальцийленген соданы пайдалану туралы деректер негізінде кальцийленген соданы пайдалану кезінде болған СО2 шығарындыларын есептейді.

Карбонаттардан СО2 шығаруға әкелетін негізгі үрдіс карбонаттарды кальцийлендіру болып табылады, оның барысында қызған кезде металл тотығы пайда болады.

19. Жергілікті жағдайларға тән шикізат материалдары туралы деректерді пайдаланған кезде шикізат материалдарының ішінен карбонаттардың барлық көздері ескерілуі маңызды.

Көрсеткіш: кальцийленген соданы пайдаланудан болған шығарындылар;

2) ақпарат көздері: осы Әдістемеге сәйкес қондырғы операторының бастапқы деректері.

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

EСО2 ,y – "у" кезеңі ішінде кальцийленген соданы пайдаланудан болған шығарындылар, тонна;

Мj – пайдаланылған "j" карбонатының массасы, тонна;

ЕFCO2,j– "j" карбонаты үшін шығарындылар коэффициенті, осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес СО2 тоннасының / карбонат тоннасына шаққанда;

"j" - пайдаланылған карбонаттардың (Na2CO3 , СаСО3 ) түрлері;

Қондырғы операторы пайдаланылған "j" карбонатының массасын жеке өндірістік зертхананың нәтижелері бойынша немесе Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті өндірістік зертханасында немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханасында зертханалық зерттеулердің нәтижелері бойынша айқындалады.

Сипаттамалардың тиісті талдаулары болмаған кезде "j" карбонаты үшін шығарындылар коэффициенттерінің мәндері осы Әдістемеге қосымшаның 2-кестесіне сәйкес қабылданады немесе қажетті деректер болмаған кезде осы Әдістемеге қосымшаның 3-кестесіне сәйкес СО2 молекулалық салмағының карбонаттың молекулалық салмағына стехиометриялық қатынасы ретінде есептеледі;

n – пайдаланылған карбонаттардың түрлері.

20. Осы Әдістемеге енгізілмеген өндірістік процестер болған кезде қондырғы операторы парниктік газдар шығарындыларын есептеу бойынша халықаралық әдістемелерді пайдаланады.

Шыны, керамика және минералдық
материалдар өндіру жөніндегі
парниктік газдар шығарындыларын
есептеу әдістемесіне қосымша

1-кесте

Карбонаттардың негізгі түрлеріне арналған формулалар, молекулалық салмақ және көміртегі диоксидінің мөлшері*

Карбонат	Минералдың атауы	молекулалық салмақ	Шығарындылар коэффициенті (СО2 тоннасы/ карбонат тоннасына)**
CaCO3	Кальцит*** немесе аргонит	100,0869	0,43971
MgCO3	Магнезит	84,3139	0,52197
CaMg(CO3)2	Доломит***	184,4008	0,47732
FeCO3	Сидерит	115,8539	0,37987
Ca(Fe,Mg,Mn)(CO3)2	Анкерит****	185,0225-215,6160	0,40822-0,47572
Mn CO3	Родохрозит	114,9470	0,38286
Na2CO3	Натрий карбонаты немесе кальциленген сода	106,0685	0,41492
Ескертпелер: Дереккөз: 1) CRC Handbook of Chemistry and Physics (2004); 2) КӨҮСТ БҚ, 2006 ж., 3-том, 2-тарау * дөңгелектеу үтірден кейін үш санға дейін жүргізіледі. 100% кальцийленген жағдайда, атмосфераға бөлінген СО2 үлесі, яғни кальцийленген 1 тонна кальцит 0,43971 тонна СО2 береді. * Кальцит – әктас құрамындағы негізгі минерал. **** Анкерит үшін көрсетілген молекулалық салмақ интервалы Fe, Mg және Mn-нің кем дегенде 1,0 % болуын болжайды.

2-кесте

Карбонаттардың негізгі түрлері үшін көміртегі диоксидінің молекулалық салмағы және құрамы

Карбонат	Минералдың атауы	молекулалық салмақ	Шығарындылар коэффициенті (СО2 тоннасы/ карбонат тоннасына)**
СаСО3	Кальцит** немесе арагонит	100,0869	0,43971
MgCO3	Магнезит	84,3139	0,52197
CaMg(CO3)	Доломит **	184,4008	0,47732
FeCO3	Сидерит	115,8539	0,37987
Ca(Fe,Mg,Mn)(CO3)2	Анкерит***	185,0225-215,6160	0,40822-0,47572
MnCO3	Родохрозит	114,9470	0,38286
Na2CO3	Натрий карбонаты немесе кальциленген сода	106,0685	0,41492

Ескертпелер:

*100% кальцийленген жағдайда атмосфераға бөлінген СО2 үлесі, яғни толық кальцийленген кезде 1 тонна кальцит 0,43971 тонна СО2 береді.

**Кальцит – әктас құрамындағы негізгі минерал. Жоғары магнезиялы әктас немесе доломитті әктас сияқты терминдер әдеттегідей қолданылатын CaCO3 әктас формуласындағы Cа-ды Mg-ге алмастырудың салыстырмалы түрде аз мөлшерін білдіреді.

*** Анкерит үшін көрсетілген молекулалық салмақ интервалы Fe, Mg және Mn-нің кем дегенде 1,0 пайыз мөлшерінде болуын болжайды.

3-кесте

Химиялық заттардың молекулалық массасы

Атауы	молекулалық салмақ, грамм/молль
Көміртек	12,0107
Көміртек диоксиді	44,01
Кальций тотығы	56,077
Магний тотығы	40,304

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 по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов согласно приложению 1;

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

3) Методику по расчету выбросов парниковых газов от добычи нефти и газа согласно приложению 3;

4) Методику по расчету выбросов парниковых газов от производства чугуна, стали, агломератов и окатышей согласно приложению 4;

5) Методику по расчету выбросов парниковых газов от производства цемента и извести согласно приложению 5;

6) Методику по расчету выбросов парниковых газов от производства алюминия, ферросплавов, свинца и цинка согласно приложению 6;

7) Методику по расчету поглощения парниковых газов в лесном хозяйстве согласно приложению 7.

8) Методику по расчету выбросов парниковых газов от добычи угля открытым и закрытым способом согласно приложению 8.

9) Методику по расчету выбросов парниковых газов от производства химической промышленности согласно приложению 9.

10) Методику расчетов выбросов парниковых газов от производства стекла, керамики и минеральных материалов согласно приложению 10.

2. Признать утратившими силу приказ Министра экологии, геологии и природных ресурсов Республики Казахстан от 13 сентября 2021 года № 371 "Об утверждении Методик по расчету выбросов и поглощения парниковых газов" (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов под № 24383).

3. Департаменту климатической политики и зеленых технологий Министерства экологии 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 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 и природных ресурсов Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 1) и 2) настоящего пункта.

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

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

Министр экологии
и природных ресурсов
Республики Казахстан

З. Сулейменова

"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

Приложение 1 к приказу
Министр экологии
и природных ресурсов
Республики Казахстан
от 17 января 2023 года № 9

Методика по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов

Глава 1. Общие положения

1. Методика по расчету 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 выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов.

2. Расчет коэффициента выбросов двуокиси углерода (далее – 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 понятия, которые используются в настоящей Методике:

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

2) субъект администрирования – оператор администрируемой установки;

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

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

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

6) субъект квотирования – оператор квотируемой установки;

7) оператор системы торговли углеродными единицами - подведомственная организация по регулированию выбросов парниковых газов уполномоченного органа в области охраны окружающей среды, обеспечивающая техническое и экспертное сопровождение государственного регулирования и международного сотрудничества в сфере выбросов и поглощений парниковых газов;

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

9) 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 экологическим законодательством Республики Казахстан.

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 если иной метод определения коэффициента выбросов диоксида углерода не предусмотрен планом мониторинга выбросов парниковых газов Оператора установки и данных о массе (объеме) сожженного горючего газа, полученных в результате мониторинга в соответствии с Формой плана мониторинга выбросов парниковых газов, утвержденной приказом Министра экологии, геологии и природных ресурсов РК (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 27301) (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. При неопределяемых компонентах, состав газа консервативно принимается на основе этана. При этом ЭРИ производит автоматический перерасчет объемных долей в молярные доли. Сумма долей различных компонентов составляет 1.

Сноска. Пункт 7 - в редакции приказа Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

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. При отсутствии собственных данных, калорийность газа рассчитывается ЭРИ.

9. Показатель: Коэффициент выбросов СО₂ для горючего газа в ЭРИ:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

EF_DG,i,y – коэффициент выбросов, тонн СО₂/тонн сжигаемого газа;

ni – количество атомов углерода i-го компонента газа;

Xm - молярная доля i-го компонента газа, определяется лабораторным путем в точках отбора проб согласно Плана мониторинга, проценты;

A_wc - атомный вес углерода;

M_wk - молекулярный вес i-го компонента газа,

44 – молярная масса СО₂, килограмм/киломоль;

12-атомный вес углерода,

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 не публикуется в соответствии с пунктом 9 статьи 28 Предпринимательского кодекса Республики Казахстан.

10. При пересчете тонн СО₂/тонн газа в тонны СО₂/1000 стандартные м₃ газа, оператор установки рассчитывает коэффициент выбросов следующим способом:

Показатель: Коэффициент выбросов СО₂ для горючего газа в ЭРИ:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

EF_DG,i,y – коэффициент выбросов (тонн СО₂/1000м₃ сжигаемого газа);

ni – количество атомов углерода i-го компонента газа;

Xm- - молярная доля i-го компонента газа, определяется лабораторным путем в точках отбора проб согласно Плана мониторинга, проценты;

Awc - атомный вес углерода;

Mwk - молекулярный вес i-го компонента газа,

r - плотность рассчитываемого газа (смеси газов), состоящего из компонентов i, кг/м₃;

44 – молярная масса СО₂, килограмм/киломоль;

12 - атомный вес углерода,

При единице измерения - тонна, округление производится до трех цифр после запятой.

11. Показатель: Молярная плотность компонента k

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

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

µ_k– молярный вес компонента k, килограмм/киломоль;

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

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

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

d_k – средневзвешенная плотность газа (смеси), состоящего из k компонентов, (килограмм/киломоль)/(стандартные метры ³/киломоль);

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

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

13. Компонентный состав газа регулярно определяется инструментальными методами в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

14. 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".

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

16. Оператор установки, использующий на установке в качестве газообразного топлива покупной природный газ стандартного качества, для расчета 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 объему использованного природного газа за период, в котором получены данные поставщика о характеристиках газа.

17. 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.

18. 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 в соответствии с настоящей Методикой при наличии информации по составу газа и его плотности.

18-1. Информацию по составу газа и его плотности оператор установки учитывает для каждой партии газа индивидуально, затем осуществляет суммирование полученных результатов и использует в расчетах усредненные показатели за отчетный период.

Сноска. Методика дополнена пунктом 18-1 в соответствии с приказом Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

19. 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 от добычи 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".

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

21. При невозможности измерения 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.

22. При неполных 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 17 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.

23. 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 марта года следующего за отчетным периодом

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

EF_{i,y (об.)} = P_{i,y изм.}/P_табл. × EF_{табл.(об.),} (5),

где:

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

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

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

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

24. Показатель: Массовый коэффициент выбросов СО₂

1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 марта 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;

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

25. Показатель: Объемная теплотворная способность горючего газа

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

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

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

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

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

26. Показатель: Объемная доля углерода в газе

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

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

Р_табл– табличное значение плотности, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, килограмм/стандартные метры³;

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

27. Показатель: Массовая доля углерода в газе

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

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

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

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

28. Показатель: выбросы СО₂ от горючего газа

1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 марта 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.;

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

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

29. Расчеты выбросов закиси азота и метана от стационарного сжигания газового топлива не производится ввиду несущественности.

Расчет выбросов закиси азота и метана факельного сжигания при добыче нефти и газа оператор установки осуществляет согласно Методики по расчету выбросов парниковых газов от добычи нефти и газа, разработанной в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Кодекса.

30. При наличии производственных процессов, не включенных в настоящую Методику, оператор установки использует международные методики по расчету выбросов парниковых газов.

Приложение
к Методике по расчету выбросов
парниковых газов от сжигания
горючих газов

Таблица 1
Коэффициенты по умолчанию для горючих газов

Сноска. Таблица 1 - в редакции приказа Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Наименование газа	Промышленный процесс/источник газа	Плотность газа (при стандартных условиях)	Массовая/объемная доля углерода в газе		Коэффициент выбросов СО₂ при сжигании газа			Низшая объемная теплота сгорания t–20^оС р–101325 Ра
		килограмм/метр кубический	масса углерода/масса газа	масса углерода/ 1000 метров кубический газа	масса CО₂/масса газа	масса CО₂/1000 метров кубических газа	масса CО₂/терраджоуль	терраджоуль/1000 метров кубических
Коксовый	Производство кокса	0,45	0,5047	0,2271	1,8495	0,8323	48,0999	0,017303
Полукоксовый	Производство полукокса из углей Шубаркольского разреза (спецкокс)	0,91	0,17	0,15	0,60	0,54	70,85	0,0076
Доменный газ	Выплавка передельного чугуна	1,30	0,2004	0,2605	0,7343	0,9545	217,6221	0,0044
Доменный газ	Выплавка литейного чугуна	1,30	0,1838	0,2389	0,6734	0,8754	189,377	0,0046
Конвенторный газ	Выплавка стали	1,40	0,3657	0,5120	1,3400	1,8760	194,7959	0,0096
Ферросплавный газ	Производство феррохрома	1,26	0,3589	0,4522	1,3151	1,6570	176,8031	0,0094
Ферросплавный газ	Производство силикомарганца	1,26	0,3811	0,4802	1,3965	1,7596	179,6387	0,0098
Ферросплавный газ	Производство ферросилиция	1,26	0,3621	0,4562	1,3267	1,6716	172,0869	0,000714
Ферросплавный газ	Производство ферромарганца	1,26	0,3927	0,4949	1,4391	1,8133	174,3199	0,011

Таблица 2
Табличные значения объемных показателей

Сноска. Таблица 2 - в редакции приказа Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Наименование газа	Источник газа/процесса	Плотность газа (при стандартных условиях)	Массовая/объемная доля углерода в газе		Коэффициент выбросов СО₂ при сжигании газа			Низшая объемная теплота сгорания t–20^оС р–101325 Ра
		килограмм/метр кубический	тонн углеро да/тонн газа	тонн углерода/ 1000 метров кубических газа	тонн CО₂/тонн газа	тонн CО₂/1000 метров кубических	тонн CО₂/терра джоуль	терраджоуль/1000 метров кубических
		Ртабл	Мтабл (массовая доля)	Мтабл (объемная доля)	EFтабл (массовая)	EFтабл (объемная)	EFJтабл	NCVтабл (объемная)
Нефтезаводской газ	Установки первичной перегонки нефти (прямое использование топливного газа без обработки)	1,93	0,8184	1,5795	2,9987	5,7875	64,8686	0,089
Нефтезаводской газ	Сухой газ после газофракциниров ки и/или аминовой очистки	1,58	0,7998	1,2637	2,9307	4,6306	63,6540	0,073
Нефтезаводской газ	Термический крегинг мазута под давлением (вискрекинг)	1,89	0,8171	1,5443	2,9940	5,6586	64,7429	0,087
Нефтезаводской газ	Замедленное коксование	1,53	0,8068	1,2344	2,9562	4,5230	63,5517	0,071
Нефтезаводской газ	Каталитический крекинг (бензиновый, обычный режим)	1,99	0,8095	1,6110	2,9663	5,9029	65,364	0,09
Нефтезаводской газ	Каталитический реформинг (обычный режим)	1,87	0,8066	1,5084	2,9556	5,5270	64,9432	0,085
Нефтезаводской газ	Гидроочистка	1,44	0,8059	1,1605	2,9529	4,2522	62,9705	0,068
Отходящий ("кислый") газ	Отходящие газы установок сероочистки на факельное сжигание	1,45	0,0197	0,0285	0,0721	0,1045	5,0964	0,021
Попутный нефтяной газ	Сжигание в теплоагрегатах и на факелах высокого давления	1,13	0,7424	0,8389	2,7204	3,0740	61,3524	0,05
Попутный нефтяной газ	Сжигание на факелах низкого давления	1,36	0,7620	1,0363	2,7922	3,7974	62,5716	0,061

Приложение 2 к приказу
Министр экологии
и природных ресурсов
Республики Казахстан
от 17 января 2023 года № 9

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

Глава 1. Общие положения

1. Настоящая Методика по расчету 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 котельных.

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, производящих 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 и 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 квотируемой установки, представленной в приложении 1 к Правилам государственного регулирования в сфере выбросов и поглощений парниковых газов, утвержденных приказом Министра экологии, геологии и природных ресурсов Республики Казахстан (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 27301) (далее – План мониторинга).

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

- расход натурального топлива по видам, маркам, месторождениям по фактическим данным установки за отчетный период, тонн топлива;

- содержание углерода на рабочую массу сжигаемого жидкого и твердого топлива по результатам анализа для каждого из видов, марок и месторождений топлива (доля тонн С/тонн топлива), тонн С/тонн топлива;

- потеря тепла с механической неполнотой сгорания жидкого и твердого топлива (либо содержание углерода в уносе (золе, шлаке)) с усреднением за рассматриваемый период, %;

- потеря тепла с химической неполнотой сгорания жидкого и твердого топлива с усреднением за рассматриваемый период, %;

- содержание углерода в шлаке, тонн С/тонн шлака;

- количество шлака, образованного за период z, тонн;

- удельная масса загрязняющих веществ, кг/н

- низшую теплоту сгорания рабочего топлива для каждого из видов, марок и месторождений топлива (твердого или жидкого), ТДж/тонн топлива.

Частота и периодичность анализа устанавливается оператором установки самостоятельно и фиксируется в Плане мониторинга.

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 об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

Глава 2. Расчеты выбросов парниковых газов от котлов ТЭС, ТЭЦ и котельных

6. Показатель: Суммарные выбросы парниковых газов при сжигании твердого и жидкого топлива.

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

– сумарные выбросы парниковых газов при сжигании твердого, жидкого и газообразного топлива, тонн СО₂ - эквивалент;

- выбросы двуокиси углерода (далее - СО₂) при сжигании твердого и жидкого топлива, тонн СО₂;

– выбросы метана (далее – СН₄) при сжигании твердого и жидкого топлива в переводе на потенциал глобального потепления, тонн СО₂ - эквивалент;

- выбросы закиси азота (далее – N₂O) при сжигании твердого и жидкого топлива в переводе на потенциал глобального потепления, тонн СО₂ - эквивалент.

Оператор установки рассчитывает суммарные выбросы парниковых газов в единицах измерения - тонн СО₂ – эквивалент, ввиду определения выбросов CH₄ и N₂O. Данная единица измерения суммирует выбросы СО₂ с выбросами CH₄ и N₂O.

Параграф 1. Расчеты выбросов СО₂ от котлов ТЭС, ТЭЦ и котельных для субъектов квотирования

7. Показатель: Выбросы СО₂ при сжигании твердого и жидкого топлива.

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

-выбросы СО₂ при сжигании твердого и жидкого топлива, тонн СО₂;

- количество сожженного твердого или жидкого топлива за отчетный период, преобразованного в единицу энергии, ТДж. Показатель определяется в соответствии с пунктом 8 настоящей Методики.

- коэффициент выбросов СО₂ при сжигании твердого и жидкого топлива, тонн СО₂/ТДж. Показатель определяется в соответствии с пунктом 9 настоящей Методики.

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.

При указании расхода жидких видов топлива в объемных единицах, 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, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

При единице измерения - тонна, округление производится до трех цифр после запятой.

8. Показатель: Количество соженного твердого и жидкого топлива за отчетный период.

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

- количество сожженного твердого или жидкого топлива за отчетный период, преобразованного в единицу энергии, ТДж;

- количество сожженного твердого или жидкого топлива в натуральном виде за отчетный период, тонн топлива;

Q_t - низшая теплота сгорания рабочего твердого и жидкого топлива, ТДж/тонн топлива.

Показатель предоставляется поставщиком топлива для каждой предоставленной партии и вида топлива (паспорт топлива), либо осуществляется анализ низшей теплоты сгорания твердого и жидкого топлива в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса. При проведении анализов в лаборатории, частота и периодичность исследований устанавливаются оператором установки самостоятельно и фиксируется в подпункте 1 пункта 13 Плана мониторинга выбросов парниковых газов.

Субъект квотирования использует усредненный показатель низшей теплоты сгорания на рабочую массу твердого или жидкого топлива за рассматриваемый период.

Значение низшей теплоты сгорания рабочего твердого и жидкого топлива предоставляется поставщиком топлива в единицах измерения Ккал/кг и переводится в ТДж/тонн, округление производится до пятой цифры после запятой.

Субъект квотирования использует значение низшей теплоты сгорания рабочего твердого и жидкого топлива в соответствии с таблицей 1 приложения к настоящей Методике при расходе данного вида топлива не более 1 % от общего расхода топлива ТЭС, ТЭЦ и котельной.

OFтопл- коэффициент окисления топлива, доля.

Исходя из имеющихся данных, субъект квотирования рассчитывает коэффициент окисления топлива, используя один из нижеприведенных вариантов расчета, представленных в пункте 10 или пункте 11 настоящей Методики.

9. Показатель: Коэффициент выбросов СО₂ при сжигании твердого и жидкого топлива.

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

EF_Топл.CO2- коэффициент выбросов СО₂ при сжигании твердого и жидкого топлива, тонн СО₂/ТДж;

При определении коэффициента выбросов СО₂ округление производится до трех знаков после запятой.

С_{Топл.углер.т}- содержание углерода в топливе на рабочую массу (доля= тонн С/тонн топлива), тонн С/тонн топлива;

Субъект квотирования использует данные предоставленные поставщиком топлива о содержании углерода в твердом и жидком топливах на рабочую массу, либо осуществляется анализ содержания углерода в собственной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса либо определенный расчетным путем, через имеющиеся замеряемые показатели физико-химического состояния топлива в соответствии с Планом мониторинга.

Для определения содержания углерода в жидком топливе на рабочую массу в стандартных коммерческих видах жидкого топлива, субъект квотирования использует данные о содержании углерода, предоставленные поставщиком топлива. При отсутствии данных, предоставляемых поставщиком, субъект квотирования использует коэффициент выбросов СО₂ для жидкого топлива в соответствии с таблицей 1 приложения к настоящей Методике.

При проведении анализов в лаборатории, частота и периодичность исследований устанавливаются субъектом квотирования самостоятельно и фиксируется в Плане мониторинга.

Субъект квотирования использует усредненный показатель за рассматриваемый период.

При определении коэффициента выбросов СО₂ округление производится до трех знаков после запятой.

Q_t- низшая теплота сгорания рабочего твердого и жидкого топлива, ТДж/тонн топлива;

Показатель предоставляется поставщиком топлива для каждой предоставленной партии и вида топлива (паспорт топлива), либо осуществляется анализ низшей теплоты сгорания твердого и жидкого топлива в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса. При проведении анализов в лаборатории, частота и периодичность исследований устанавливаются субъектом квотирования самостоятельно и фиксируется в Плане мониторинга. При отсутствии данных, предоставляемых поставщиком, субъект квотирования использует коэффициент низшей теплоты сгорания жидкого топлива в соответствии с таблицей 1 приложения к настоящей Методике.

- коэффициент пересчета углерода в углекислый газ.

Субъект квотирования использует значение коэффициента выбросов СО₂ согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике при расходе данного вида топлива не более 1% от общего расхода топлива ТЭС, ТЭЦ и котельной.

10. Показатель: Коэффициент окисления топлива (вариант а).

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

OF_топл - коэффициент окисления топлива, доля;

q₄- потери тепла в следствии механической неполноты сгорания топлива твердого топлива, %.

Показатель рассчитывается в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

Показатель определяется в соответствии с Методическим указаниям по составлению отчета электростанции о тепловой экономичности оборудования недожогом топлива в шлаках и уносе, замеренных в собственной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

При расходе жидкого топлива равному или меньше 1 % от общего расхода топлива, показатель принимается равным нулю.

При отсутствии возможностей определения коэффициента потери тепла вследствие механической неполноты сгорания твердого и жидкого топлива, показатель принимается равным нулю.

q3- потери тепла в следствии химической неполноты сгорания топлива, %.

Показатель определяется в соответствии с Методическими указаниями по составлению отчета электростанции о тепловой экономичности оборудования, либо по нормативным энергетическим характеристикам котлов. При отсутствии данных показатель принимается равным нулю.

Субъект квотирования использует усредненный показатель потерь тепла вследствие механической неполноты сгорания твердого или жидкого топлива за рассматриваемый период.

При определении коэффициент окисления топлива, округление производится до четвертой цифр после запятой.

Сноска. Пункт 10 - в редакции приказа Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

11. Показатель: Коэффициент окисления топлива (вариант б).

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

OF_топл - коэффициент окисления топлива, доля;

С_{ш.углер} - содержание углерода в уносе (золе, шлаке), получившегося за период z, тонн. Показатель рассчитывается по формуле, представленной в пункте 12 настоящей Методики.

С_{Топл.углер.z} - содержание углерода в топливе, получившегося за период z, тонн.

Показатель рассчитывается по формуле, представленной в пункте 13 настоящей Методики.

При определении коэффициент окисления топлива, округление производится до четвертой цифры после запятой.

12. Показатель: Содержание углерода в уносе (золе, шлаке)

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой;

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

С_{ш.углер} - содержание углерода в уносе (золе, шлаке), получившегося за период z, тонн.

C_ш- содержание углерода в шлаке, тонн С/тонн шлака. Показатель определяется субъектом квотирования на основе инструментальных замеров, на основе сторонних методов расчета, в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

b_{ш.углер}– количество шлака, образованного за период z, тонн. Показатель определяется оператором установки на основе инструментальных замеров, на основе сторонних методов расчета, в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

13. Показатель: Содержание углерода в уносе (золе, шлаке)

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой;

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

С_{Топл.углер.z} - содержание углерода в топливе, получившегося за период z, тонн;

С_{Топл.углер.т} - содержание углерода в топливе на рабочую массу, тонн С/тонн топлива. Показатель определяется собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

b_Топл.z- расход топлива в натуральном виде за период z, тонн. Показатель определяется собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

14. При сжигании в котлах ТЭС, ТЭЦ и котельных отходов производства и иных видов топлива, доля которых в топливном балансе установки составляет менее одного процента, субъект квотирования использует принятые международные методики для расчета фактических объемов выбросов СО₂ от сжигания данных видов топлива (отходов). Сведения об использованных иных видах топлива отражаются в пункте 13 Плана мониторинга.

15. Показатель: Выбросы СО₂ от сжигания газообразного топлива.

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

-выбросы СО₂ при сжигании газообразного топлива, тонн СО₂;

- количество сожженного газообразного топлива за отчетный период, преобразованного в единицу энергии, ТДж;

- коэффициент выбросов СО₂ при сжигании газообразного топлива, тонн СО₂/ТДж.

Расчет коэффициента выбросов СО₂ от сжигания газообразного топлива производится субъектом квотирования 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 субъектом квотирования самостоятельно либо в соответствии с договорами на закупку газообразного топлива стандартного качества от поставщиков и отражается в подпункте 1) пункта 13 Плана мониторинга.

16. При наличии производственных процессов, не включенных в настоящую Методику, субъект квотирования использует международные методики по расчету выбросов парниковых газов.

Параграф 2. Расчеты выбросов парниковых газов от котлов ТЭС, ТЭЦ и котельных для субъектов администрирования

17. Субъект администрирования рассчитывает выбросы парниковых в соответствии с формулой, представленной в пункте 6 настоящей Методики.

18. Субъект администрирования рассчитывает выбросы СО₂ следующим образом:

Показатель: Выбросы СО₂ при сжигании твердого, жидкого и газообразного топлива.

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

2) источники информации: исходные данные субъекта администрирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

-выбросы СО₂ при сжигании твердого и жидкого топлива, тонн СО₂;

- количество сожженного твердого, жидкого и газообразного топлива за отчетный период, тонн;

- коэффициент выбросов СО₂ при сжигании твердого, жидкого и газообразного топлива, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, тонн СО₂/ТДж

Q_t- низшая теплота сгорания рабочего твердого, жидкого и газообразного топлива, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, ТДж/тонн топлива;

При наличии собственных данных субъекта администрирования, показатель предоставляется поставщиком топлива для каждой предоставленной партии и вида топлива (паспорт топлива), либо осуществляется анализ низшей теплоты сгорания твердого и жидкого топлива в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

OF_топл- коэффициент окисления топлива, доля.

Субъект администрирования рассчитывает показатель по формуле, представленной в пункте 10 настоящей Методики либо по формуле, указанной в пункте 11 настоящей Методики, исходя из имеющихся данных.

При отсутствии данных, показатель принимается равным 1.

При единице измерения - тонна, округление производится до трех цифр после запятой.

19. Субъект администрирования рассчитывает выбросы СН₄ и N₂O в соответствии с формулой, представленной в пунктах 20, 21 настоящей Методики.

20. При наличии производственных процессов, не включенных в настоящую Методику, субъект администрирования использует международные методики по расчету выбросов парниковых газов.

Параграф 3. Расчеты выбросов СН4 и N2O от котлов ТЭС, ТЭЦ и котельных

21. Показатель: Выбросы

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

- выбросы CH₄ при сжигании твердого и жидкого топлива (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного), тонн СО₂ - эквивалент;

- количество сожженного твердого или жидкого (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного) топлива за отчетный период,

- коэффициент выбросов CH₄ при сжигании твердого и жидкого (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного) топлива, согласно таблицам 2, 3 приложения к настоящей Методике, тонн CH₄/ТДж.;

Q_t- низшая теплота сгорания рабочего твердого и жидкого топлива (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного), ТДж/тонн топлива. Показатель предоставляется поставщиком топлива для каждой предоставленной партии и вида топлива (паспорт топлива) или осуществляется анализ низшей теплоты сгорания твердого и жидкого топлива в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса. При проведении анализов в лаборатории, частота и периодичность исследований устанавливаются субъектом квотирования самостоятельно и фиксируется в Плане мониторинга. При отсутствии данных показатель принимается согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, ТДж/тонн топлива;

OF_топл - коэффициент окисления топлива, рассчитываемый в соответствии с пунктом 10 либо пунктом 11 настоящей Методики при наличии имеющихся данных. При отсутствии данных, показатель принимается равным 1.

Субъекты квотирования используют коэффициент выбросов N₂O согласно таблице 3 Методики в зависимости от вида топлива и типа используемого оборудования.

Субъекты администрирования используют коэффициент выбросов N2O согласно таблице 2 Методики в зависимости от вида топлива и типа используемого оборудования.

При отсутствии подходящих коэффициентов выбросов N₂O в таблицах 2,3 настоящей Методики, используются значения коэффициентов выбросов N₂O выбранные по принципу схожести агрегатного состояния и использования схожего типа оборудования и технологии сжигания.

– коэффициент потенциала глобального потепления для метана, тонн СО₂ - эквивалент/тонн CH₄. Показатель определяется в соответствии с пунктом 3 статьи 282 Кодекса и публикуется на официальном интернет ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами.

Сноска. Пункт 21 - в редакции приказа Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

22. Показатель: Выбросы N₂O

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

- выбросы N₂O при сжигании твердого и жидкого топлива (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного), тонн СО₂ - эквивалент;

- количество сожженного твердого или жидкого (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного) топлива за отчетный период, тонн;

Q_t- низшая теплота сгорания рабочего твердого и жидкого топлива (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного), ТДж/тонн топлива. Показатель предоставляется поставщиком топлива для каждой предоставленной партии и вида топлива (паспорт топлива), либо осуществляется анализ низшей теплоты сгорания твердого и жидкого топлива в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса. При проведении анализов в лаборатории, частота и периодичность исследований устанавливаются субъектом квотирования самостоятельно и фиксируется в Плане мониторинга. При отсутствии данных показатель принимается согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, ТДж/тонн топлива;

- коэффициент выбросов N₂O при сжигании твердого и жидкого (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного) топлива, согласно таблицам 2, 3 приложения к настоящей Методике тонн N₂O/ТДж;

Субъекты администрирования используют коэффициент выбросов N₂O согласно таблице 2 Методики в зависимости от вида топлива и типа используемого оборудования.

- коэффициент потенциала глобального потепления для оксида азота, тонн СО₂ - эквивалент/тонн N₂O. Показатель определяется в соответствии с пунктом 3 статьи 282 Кодекса и публикуется на официальном интернет ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами.

Сноска. Пункт 22 - в редакции приказа Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Приложение
к Методике по расчету
выбросов парниковых газов
от ТЭЦ, ТЭС и котельных

Таблица 1

Наименование типа топлива		Значение низшей теплотворной способности (Низшая Теплота Сгорания) по умолчанию (ТДж/тонн)	Эффективный коэффициент выбросов CO₂ по умолчанию, (тонн/ТДж)
Сырая нефть		0,0423	73,3
Оримульсия		0,0275	77
Сжиженный природный газ		0,0442	64,2
Бензин	Автомобильный бензин	0,0443	69,3
	Авиационный бензин	0,0443	70
	Бензин для реактивных двигателей	0,0443	70
Керосин для реактивных двигателей		0,0441	71,5
Другие виды керосина		0,0438	71,9
Сланцевое масло		0,0381	73,3
Газойль/Дизельное топливо		0,043	74,1
Топочный мазут		0,0404	77,4
Сжиженный нефтяной газ		0,0473	63,1
Этан		0,0464	61,6
Нафта		0,0445	73,3
Битум		0,0402	80,7
Смазочные материалы		0,0402	73,3
Нефтяной кокс		0,0325	97,5
Сырье нефтепереработки		0,043	73,3
Прочие	Нефтяной газ	0,0495	57,6
нефтепродукты	Твердые парафины	0,0402	57,6
	Уайт-спирит и СОТК	0,0402	73,3
	Другие нефтепродукты	0,0402	73,3
Антрацит		0,0267	98,3
Коксующийся уголь		0,0282	94,6
Другие виды битуминозного угля		0,0258	94,6
Полубитуминозный уголь		0,0189	96,1
Лигнит		0,0119	101
Горючий сланец и битуминозные пески		0,0089	107
Брикетированный бурый уголь		0,0207	97,5
Патентованное топливо		0,0207	97,5
Кокс	Печной и лигнитовый кокс	0,0282	107
Кокс	Газовый кокс	0,0282	107
Каменноугольный деготь		0,028	80,7
Производные газы	Заводской газ	0,0387	44,4
	Коксовый газ	0,0387	44,4
	Доменный газ	0,00247	260
	Газ кислородных сталеплавильных печей	0,00706	182
Природный газ		0,048	56,1
Бытовые отходы (небиологические фракции)		0,01	91,7
Промышленные отходы		не применимо	143
Нефтяные отходы		0,0402	73,3
Торф		0,00976	106
Твердое биотопливо	Древесина/древесные отходы	0,0156	112
	Щелок (Черный щелок)	0,0118	95,3
	Прочие типы твердых первичных биомасс	0,0116	100
	Древесный уголь	0,0295	112
Жидкое	Биобензин	0,027	70,8
биотопливо	Био-дизтопливо	0,027	70,8
	Другие виды жидкого биотоплива	0,0274	79,6
Биогаз	Газ из органических отходов	0,0504	54,6
	Канализационный газ	0,0504	54,6
	Другие биогазы	0,0504	54,6
Другие виды не ископаемое	Бытовые отходы (фракция биомассы)	0,0116	100

Таблица 2
Коэффициенты выбросов из утилитарных источников

Основная технология	Конфигурация	Коэффициенты1 выбросов (тонн/ТДж подводимой энергии)
Основная технология	Конфигурация	СН₄	N₂O
Жидкие виды топлива
Котлы на топочном мазуте/сланцевом масле	Нормальное сжигание	r 0,0008	0,0003
Котлы на топочном мазуте/сланцевом масле	Танценциальное сжигание	r 0,0008	0,0003
Котлы на газойле/ дизельном топливе	Нормальное сжигание	0,0009	0,0004
Котлы на газойле/ дизельном топливе	Танценциальное сжигание	0,0009	0,0004
Большие дизельные двигатели >600л.с. (447кВт)		0,004	NA
Твердые виды топлива
Котлы, сжигающие распыленный битум	Сухое дно, пристенное сжигание	0,0007	r 0,0005
	Сухое дно, тангенциальное сжигание	0,0007	r 0,0014
	Мокрое дно	0,0009	r 0,0014
Котлы с механической загрузкой и распределением битума	С повторной загрузкой и без	0,001	r 0,0007
Топка с битумным псевдоожиженным слоем	Циркулирующий слой	0,001	r 0,061
Топка с битумным псевдоожиженным слоем	Кипящий слой	0,001	r 0,061
Битумная циклонная печь		0,0002	0,0016
Лигнитовая топка с псевдоожиженным слоем при атмосферном давлении		NA	r 0,071
Природный газ
Котлы		r 0,001	0,001
Газовые турбины > 3 МВт		r 0,004	n 0,001
Большие двухтопливные двигатели		r 0,285	NA
Установка комбинр. цикла		r 0,001	n 0,003
Торф
Топка с псевдоожиженным слоем	Циркулирующий слой	n 0,003	0,007
Топка с псевдоожиженным слоем	Кипящий слой	n 0,003	0,003
Биомасса
Котлы на древесине/древесных отходах		n 0,011	n 0,007
Утилизационные котлы на древесине		n 0,001	n 0,001
Примечание: NA - данные отсутствуют
n - указывает на новый коэффициент выбросов, который не был представлен в Руководящих указаниях МГЭИК1996 г.
r - указывает на коэффициент выбросов, который был пересмотрен после выхода Руководящих указаний МГЭИК 1996 г.

Таблица 3
Коэффициенты выбросов из промышленных источников

Сноска. Таблица 3 - в редакции приказа Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Основная технология	Конфигурация	Коэффициенты¹ выбросов (тонн/ТДж подводимой энергии)
Основная технология	Конфигурация	СН₄	N₂O
Жидкие виды топлива
Котлы на топочном мазуте		0,003	0,0003
Котлы на газойле/ дизельном топливе		0,0002	0,0004
Большие стационарные дизельные двигатели >600л.с. (447кВт)		r 0,004	NA
Котлы на сжиженном нефтяном газе		n 0,0009	n 0,004
Твердые виды топлива
Другие битумные/полубитумные котлы с механической загрузкой сверху		0,001	r 0,0007
Другие битумные/полубитумные котлы с механической загрузкой снизу		0,014	r 0,0007
Другие битумные/полубитумные котлы на распыленном топливе	Сухое дно, пристенное сжигание	0,0007	r 0,0005
	Сухое дно, тангенциальное сжигание	0,0007	r 0,0014
	Мокрое дно	0,0009	r 0,0014
Другие битумные котлы с мех. загрузкой и распределением		0,001	r 0,0007
Другие битумные/полубитумные топки с псевдоожиженным слоем	Циркулирующий слой	0,001	r 0,061
Другие битумные/полубитумные топки с псевдоожиженным слоем	Кипящий слой	0,001	r 0,061
Природный газ
Котлы		r 0,001	n 0,001
Газовые турбины1 > 3 МВт		r 0,004	0,001
Поршневые двигатели на природном газе2	2-тактные, обедненная смесь	r 0,693	NA
	4-тактные, обедненная смесь	r 0,597	NA
	4-тактные, обогащенная смесь	r 0,110	NA
Биомасса
Котлы на древесине/древесных отходах		n 0,011	n 0,007
Примечание: 1 Коэффициент получен по установкам, работающим только на высоких нагрузках (80 %).
2 Большинство работающих на газе поршневых двигателей используется в газовой промышленности, в компрессорных установках трубопроводов и хранилищ, и на газоперерабатывающих заводах.
NA - данные отсутствуют
n - указывает на новый коэффициент выбросов, который не был представлен в Руководящих указаниях МГЭИК1996 г.
r - указывает на коэффициент выбросов, который был пересмотрен после выхода Руководящих указаний МГЭИК 1996 г.

Приложение 3 к приказу
Министр экологии
и природных ресурсов
Республики Казахстан
от 17 января 2023 года № 9

Методика по расчету выбросов парниковых газов от добычи нефти и газа

Глава 1. Общие положения

1. Настоящая Методика по расчету выбросов парниковых газов от добычи 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 добычи нефти и газа.

2. В Методике используются следующие термины и определения:

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

2) субъект администрирования – оператор администрируемой установки;

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

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

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

6) субъект квотирования – оператор квотируемой установки;

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

8) оператор системы торговли углеродными единицами - подведомственная организация по регулированию выбросов парниковых газов уполномоченного органа в области охраны окружающей среды, обеспечивающая техническое и экспертное сопровождение государственного регулирования и международного сотрудничества в сфере выбросов и поглощений парниковых газов;

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

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

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

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

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

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

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

Глава 2. Расчеты выбросов парниковых газов от добычи нефти и газа

4. Показатель: Суммарные выбросы парниковых газов установки

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

Е_добыча – суммарные годовые выбросы СО₂ эквивалент от процесса добычи, в году у, тонн СО₂-эквивалент;

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;

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

Eflare,y – суммарные выбросы СО₂ от сжигания попутного нефтяного газа и другие виды газообразного топлива на факеле, тонн СО₂эквивалент;

– суммарные годовые выбросы СН4 от утечек и аварийных сбросов на производственной площадке (месторождении) i для года y, тонн СО₂-эквивалент;

– суммарные годовые выбросы СО₂ и от горения топливного газа на дежурных горелках, тонн СО₂-эквивалент;

- суммарные годовые выбросы СН₄ от транспортировки нефти и газа, тонн СО₂-эквивалент

- суммарные годовые выбросы СН₄ при продувке факельных коллекторов, технических остановках, запусках и других процессах, тонн СО₂-эквивалент.

При единице измерения - тонна, округление производится до двух цифр после запятой.

Однако, оператор установки использует расчеты показателей согласно нижеприведенным пунктам настоящей Методики, исходя из применимости показателей относительно специфики процесса производства добычи нефти и газа.

Сноска. Пункт 4 - в редакции приказа Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

5. Показатель: Общие годовые выбросы парниковых газов от сжигания газообразного топлива

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_gas, _COMB,y = E_{gas,j, y} + E_gas,d,y, (2),

где:

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

E_gas,j,y – выбросы от сжигания попутного нефтяного газа в году у, тонн СО₂-эквивалент;

E_{gas,d, y} – выбросы от других видов сжигания газообразного топлива в году у, тонн СО₂-эквивалент.

6. Показатель: Выбросы от сжигания попутного нефтяного газа

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

E_gas,j,y – выбросы от сжигания ПНГ в году у, тонн СО₂;

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

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

7. Количество потребленного попутного нефтяного газа определяется двумя методами: расчетным методом и методом прямых измерений количества, извлеченного попутного нефтяного газа.

Расчетный метод применяется следующим образом:

7.1. Показатель: Общее потребление попутного нефтяного газа на установке

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

FC_DG,i,y,GF – потребление попутного нефтяного газа для месторождения i в году у, стандартные метры кубические;

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

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

FC_{DG,i,y,import} – количество попутного нефтяного газа, идущего на установку подготовки газа, стандартные метры кубические;

FC_{come back} – объем обратно закаченного попутного газа в пласт;

FC_flare - объем газа сожженного в факелах, согласно пункту 23 настоящей методики.

Величина газового фактора определяется с применением одного из нижеприведенных подходов:

7.2. Подход по средневзвешенному газовому фактору.

Показатель: Газовый фактор

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

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

GOR_m – 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;

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

m – индекс, обозначающий соответствующий горизонт.

7.3. Подход по консервативному значению газового фактора

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

Расчетный метод применяется при превышении значения давления насыщения нефти газом значением пластового давления нефти.

7.4. Метод прямых измерений количества, извлеченного попутного нефтяного газа.

Данные о скважинной добыче попутного нефтяного газа основываются на регулярных измерениях количества попутного нефтяного газа 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 попутного нефтяного газа, полученном на ступенях сепарации, основываются на показаниях приборов учета попутного нефтяного газа, прибора расхода газа печами при наличии автоматизированного учета как данных о расходе попутного нефтяного газа, так и данных о давлении попутного нефтяного газа и работе предохранительных клапанов технологических установок.

Для месторождений, добывающих более 3 миллионов стандартных метров кубических попутного нефтяного газа, 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 попутного нефтяного газа. Особое внимание уделяется месторождениям, у которых пластовое давление нефти меньше давления насыщения нефти газом, поскольку проектное значение газового фактора не является стабильным фактором.

8. При превышении отклонения от стандартного значения более 20 процентов, осуществляются инструментальные замеры количества выделяемого попутного нефтяного газа на ступенях сепарации в присутствии представителя органа по валидации и верификации.

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

10. Коэффициент выбросов СО₂ для попутного нефтяного газа рассчитывается в соответствии с ЭРИ, исходя из его компонентного состава.

11. Компонентный состав попутного нефтяного газа 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 попутного нефтяного газа.

12. Показатель: Выбросы от сжигания других видов газообразного топлива

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

E_{gas,d, y} – выбросы СО₂ от сжигания других видов газообразного топлива в году у, тонн СО₂;

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

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

Расчет выбросов метана и закиси азота осуществляется с применением коэффициентов по умолчанию, приведенных в Методике по расчету выбросов парниковых газов от котлов тепловых электростанций, теплоэлектроцентралей и котельных, разработанной в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Кодекса.

13. При расчете выбросов парниковых газов для других видов газообразного топлива, учитывается количество газообразного топлива, потребляемого для производства тепловой, механической 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.

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, поставленного третьей стороной (импортированного).

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

15. Показатель: Общие годовые выбросы парниковых газов от стационарного сжигания жидкого топлива (собственной выработки и импортного) на установке (применяется также, для расчета эмиссий на установках подогрева нефти или котельных).

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

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

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

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

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

16. Количество жидкого топлива, потребленного тепло - и/или электрогенерирующим стационарным оборудованием на производственных площадках, определяется на основе прямых измерений расходомерами топлива. При 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.

17. Для получения теплотворной способности жидкого топлива, проводится лабораторный анализ теплотворной способности для такого топлива в собственной производственной лаборатории или в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

18. При отсутствии данных используются коэффициент теплотворной способности жидких видов топлив согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике

19. Регулярность анализа теплотворной способности определяется по историческим данным за два последних года. При отсутствии данных, частота и периодичность исследований (анализа) устанавливаются оператором установки самостоятельно и фиксируется в Плане мониторинга выбросов парниковых газов в подпункте 1) пункта 13.2 Плана мониторинга при вкладе по потреблению нестандартного топлива менее 5 % от топливного баланса установки.

При вкладе по потреблению нестандартного топлива более 5% порога, от топливного баланса установки то регулярность анализа теплотворной способности определяется следующим образом:

1) вклад по потреблению нестандартного топлива от 5 до 15 % от топливного баланса установки: анализ проводится один раз в месяц;

2) вклад по потреблению нестандартного топлива больше 15 % от топливного баланса установки: анализ проводится один раз в неделю.

Топливным балансом установки является весь объем сжигаемого топлива в тоннах источниками установки для производства тепловой энергии или электроэнергии.

20. Для получения коэффициента выбросов парниковых газов для жидких топлив, проводится лабораторный анализ содержания углерода в топливе в собственной производственной лаборатории или в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

Регулярность анализа содержания углерода в топливе эквивалентна регулярности анализа теплотворной способности.

При отсутствии данных используются коэффициент выбросов парниковых газов жидких видов топлив согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике.

21. Показатель: Выбросы от сжигания жидкого топлива на передвижных источниках

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– выбросы от сжигания жидкого топлива на передвижных источниках, тонн СО2;

– потребление жидкого топлива p на сжигание в рамках производственной площадки і в году у, тонн;

NCV_p.y – теплотворная способность жидкого топлива р в году у, согласно пунктам 17 и 18 настоящей Методики, мегаджоуль/килограммы;

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

r_p.y – плотность жидкого топлива;

Данные по плотности принимаются по результатам собственной производственной лаборатории или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

При отсутствии данных о теплотворной способности жидкого топлива и коэффициента выбросов парниковых газов, определенной лабораторным путем используются коэффициент теплотворной способности жидких видов топлив согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике

Расчет выбросов СН₄ и N₂O от сжигания жидких видов топлива производится согласно методики расчетов выбросов парниковых газов от котлов тепловых электростанций, теплоэлектроцентральных и котельных.

21-1. Выбросы от сжигания жидкого топлива на передвижных источниках, которые являются частью установки учитывать, как стационарные согласно пункту 15 настоящей Методики;

Сноска. Методика дополнена пунктом 21-1 в соответствии с приказом Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

22. При применении факельного сжигания ПНГ или других видов газообразного (горючего) топлива в пределах границ месторождения, выбросы СО₂ от факельного сжигания рассчитываются следующим образом:

Показатель: выбросы СО₂ от факельного сжигания:

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой;

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

E_flare,y – выбросы СО₂ от сжигания ПНГ и других видов газообразного топлива на факеле, тонн СО₂.

FC_flare,i,y – количество ПНГ и д и других видов 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 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 газа на факеле, равный 0,995.

23. Расчет выбросов CH₄ от утечек и аварийных сбросов попутного нефтяного газа с установок производится на основании данных отчетности об утечках/аварийных и прочих сбросах, содержащих сведения об объемах сброса.

Показатель: Годовые выбросы СН₄ от утечек и аварийных сбросов

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– годовые выбросы СН₄ от утечек и аварийных сбросов на месторождении i для года y, тонн СО₂-эквивалент;

– объем утечки с учетом плотности газа на месторождении, стандартные метры кубические в году у, тонн,

– содержание CH₄ в попутном нефтяном газе на месторождении i в году у, %;

– коэффициент глобального потепления CH₄ согласно пункту 3 статьи 282 Кодекса.

23-1. В случае отсутствия инструментальных замеров по утечкам на установке, данные выбросы от утечек оператор установки рассчитывает согласно по международным методологиям по расчету выбросов парниковых газов с использованием коэффициентов для развитых стран со средним значением диапазона.

Сноска. Методика дополнена пунктом 23-1 в соответствии с приказом Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

24. На установке в ходе осуществления промышленных процессов с нефтью происходят технологические (продувочные) выбросы попутного нефтяного газа с объектов нефтедобычи в атмосферу. Попутный нефтяной газ и газлифтный газ, согласно данным об их компонентном составе, содержат 70 - 90 % СН₄.

По известному объему выбросов попутного нефтяного газа, выбросы CH₄ рассчитываются следующим образом:

Показатель: суммарные годовые выбросы CH₄ от технологических потерь попутного нефтяного газа (за исключением сжигания на факелах):

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– суммарные годовые выбросы CH₄ от технологических потерь попутного нефтяного газа, тонн СО₂-эквивалент;

– суммарные технологические потери попутного нефтяного газа на месторождении і в году y, стандартные метры кубические;

16 – молекулярная масса CH₄, килограмм/киломоль;

22,4 – объем 1 моля газа при стандартных условиях, ст.м₃/Кмоль;

– молярная доля CH₄ в газе;

– коэффициент глобального потепления CH₄ согласно пункту 3 статьи 282 Кодекса.

При внедрении и использовании программы мониторинга по контролированию утечек от неорганизованных источников выбросов парниковых газов посредством проведения инструментальных замеров на установке, допускается использование результатов мониторинга и фактических измерений метана от утечек.

Метод мониторинга и отчетности определяется внутренними процедурами установки и (при наличии) собственными методиками, согласованными с уполномоченным органом.

25. При отсутствии возможности метода определения выбросов СО₂ при добыче нефти и газа, оператор установки использует альтернативный метод определения выбросов парниковых газов при удалении газа в отрасли добычи нефти и газа -метод баланса масс.

Показатель: Объем выбросов СО₂ при добыче нефти и газа

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

Е_venting = GOR × Qнефть/газ×(1 – СЕ)×(1 - Хсож в факел)×Мгаз ×Yгаз×42.3×10^-6, (11),

где:

Е_venting - объем выбросов парниковых газов при добыче нефти и газа, тысяч тонн;

GOR - среднее соотношение газ-нефть, м³/м³, для газа равен 1;

Qнефть/газ – общее годовое производство нефти или газа, 10³м³/год;

СЕ - коэффициент эффективности консервации газа либо соотношение количества утечек к количеству добытого газа, в пределах от 0 % до 10 %;

Х_сож в факел - доля газа, сожженного в факелах;

М_газ - молекулярный вес газа равный 44,011 для CO₂ или 16,043 для CH₄;

Y_газ – молярная или объемная доля СО₂ или СН₄ в составе попутного или иного газа;

25-1. В случае отсутствия инструментальных замеров при добыче нефти и газа на установке, данные выбросы от утечек оператор установки рассчитывает согласно по международным методологиям по расчету выбросов парниковых газов с использованием коэффициентов для развитых стран со средним значением диапазона.

Сноска. Методика дополнена пунктом 25-1 в соответствии с приказом Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

26. Расчет выбросов N₂O и остатков CH₄ от факельного сжигания при добыче нефти и газа оператор установки не осуществляет в виду незначительного присутствия этих газов. Однако, при необходимости таких данных, оператор установки осуществляет расчет следующим образом:

Показатель: выбросы N₂O и остатков CH₄ от факельного сжигания при добыче нефти и газа

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой;

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_flare,y = ∑i FC_flare,i,y × NCV_i.y × ОК, (12),

где:

E_flare,y – выбросы N₂O или CH₄ от сжигания попутного нефтяного газа на факеле, тонны;

FC_flare,i,y – количество попутного нефтяного газа, утилизируемого на факеле на производственной площадке i в году у, стандартные метры кубические;

NCV_i.y – теплотворная способность утилизируемого на факеле газа на производственной площадке i в году у, терраДжоуль/м³;

ОК – коэффициент образования N₂O или CH₄ (для N₂O = 0,0001 тонн/ТДж; для CH₄ = 0,001 тонн/ТДж).

27. При наличии производственных процессов, не включенных в настоящую Методику, субъект квотирования использует международные методики по расчету выбросов парниковых газов.

Глава 3. Расчет выбросов метана при транспортировке газа

28. Технологические потери газа являются неизбежными и связаны с принятой схемой и технологией транспортировки газа, также обусловлены степенью совершенства технологии и качеством оборудования.

Расчет технологических потерь при транспортировке газа производится оператором установки согласно утвержденным стандартам, принятым на установке по транспортировке газа, в рамках методик расчета норм расхода газа на собственные нужды и технологические потери при транспортировке газа по магистральным газопроводам и хранении газа в подземных газохранилищах;

При наличии инструментальных замеров утечек газа использовать данные, подтвержденные инструментальными замерами.

Показатель: выбросы СН₄ при транспортировке газа

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой;

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

G_CH4 = V_стр × p × m/1000 (13),

где:

G_CH4 - выбросы СН₄ при транспортировке газа, т/год;

V_стр – объем технологических потерь, м³

p - плотность газа, кг/м³;

m - доля углеводородов в общем объеме газа;

Выбросы СН₄ рассчитываются по компонентному составу газа, от суммы рассчитанных утечек

При наличии инструментальных замеров утечек СН₄ принимать данные инструментальных замеров.

28-1. В случае отсутствия инструментальных замеров от транспортировки газа и его хранения, данные выбросы от утечек оператор установки рассчитывает согласно по международным методологиям по расчету выбросов парниковых газов с использованием коэффициентов для развитых стран со средним значением диапазона.

Сноска. Методика дополнена пунктом 28-1 в соответствии с приказом Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

29. При наличии производственных процессов, не включенных в настоящую Методику, оператор установки использует международные методики по расчету выбросов парниковых газов.

Глава 4. Расчет выбросов парниковых газов от добычи нефти и газа для субъектов администрирования,

30. Для категорий установок субъектов администрирования, при отсутствии собственных коэффициентов и средства для их определения, для каждого из этапов предлагается использовать коэффициенты для расчета выбросов парниковых газов, указанные ниже.

Однако, при смене переходе в категорию квотируемых установок, объемы выбросов парниковых газов рассчитываются по собственным коэффициентам полученных собственной аттестованной производственной лаборатории или по заключению контракта с независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

31. Показатель: выбросы парниковых газов для субъектов администрирования:

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

2) источники информации: исходные данные субъекта администрирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_cумм = А x EF, (14),

где:

E_сумм - суммарные выбросы, тысяч тонн

A - объемы добычи или потери связанные с разведкой или факельным сжиганием за отчетный период (обычно год), м³. По каждому виду деятельности представляются суммарные данные, а затем их общая сумма, для каждого из газов.

EF - коэффициент выбросов, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, тысяч тонн/м³

32. При наличии производственных процессов, не включенных в настоящую Методику, оператор установки использует международные методики по расчету выбросов парниковых газов.

Глава 5. Сбор и хранение данных для мониторинга выбросов парниковых газов

33. Там, где отсутствует инструментальный учет утечек и технологических (продувочных) выбросов ПНГ с объектов нефтедобычи в атмосферу расчет выбросов метана ведется согласно доступным международным методикам по расчету летучих выбросов.

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. Поэтому, для упрощения процесса мониторинга и отчетности учитывают уровни контроля данных.

34. 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, указанных в приложении 3 Правил государственного регулирования в сфере выбросов и поглощений парниковых газов, утвержденных Приказом Министра экологии, геологии и природных ресурсов Республики Казахстан (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 27301). Требования к измерению, сбору, хранению и сведению всех первичных данных для расчета выбросов СО₂ указаны в таблице 5 приложения к настоящей Методике.

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

Приложение
к Методике по расчету выбросов
парниковых газов от добычи нефти и газа

Таблица 1

Наименование типа топлива		Значение низшей теплотворной способности (Низшая Теплота Сгорания) по умолчанию (ТДж/тонн)	Эффективный коэффициент выбросов CO₂ По умолчанию, (тонн/ТДж)
Сырая нефть		0,0423	73,3
Оримульсия		0,0275	77
Сжиженный природный газ		0,0442	64,2
Бензин	Автомобильный бензин	0,0443	69,3
	Авиационный бензин	0,0443	70
	Бензин для реактивных двигателей	0,0443	70
Керосин для реактивных двигателей		0,0441	71,5
Другие виды керосина		0,0438	71,9
Сланцевое масло		0,0381	73,3
Газойль/Дизельное топливо		0,043	74,1
Топочный мазут		0,0404	77,4
Сжиженный нефтяной газ		0,0473	63,1
Этан		0,0464	61,6
Нафта		0,0445	73,3
Битум		0,0402	80,7
Смазочные материалы		0,0402	73,3
Нефтяной кокс		0,0325	97,5
Сырье нефтепереработки		0,043	73,3
Прочие	Нефтяной газ	0,0495	57,6
нефтепродукты	Твердые парафины	0,0402	57,6
	Уайт-спирит и СОТК	0,0402	73,3
	Другие нефтепродукты	0,0402	73,3
Антрацит		0,0267	98,3
Коксующийся уголь		0,0282	94,6
Другие виды битуминозного угля		0,0258	94,6
Полубитуминозный уголь		0,0189	96,1
Лигнит		0,0119	101
Горючий сланец и битуминозные пески		0,0089	107
Брикетированный бурый уголь		0,0207	97,5
Патентованное топливо		0,0207	97,5
Кокс	Печной и лигнитовый кокс	0,0282	107
Кокс	Газовый кокс	0,0282	107
Каменноугольный деготь		0,028	80,7
Производные газы	Заводской газ	0,0387	44,4
	Коксовый газ	0,0387	44,4
	Доменный газ	0,00247	260
	Газ кислородных сталеплавильных печей	0,00706	182
Природный газ		0,048	56,1
Бытовые отходы (небиологические фракции)		0,01	91,7
Промышленные отходы		не применимо	143
Нефтяные отходы		0,0402	73,3
Торф		0,00976	106
Твердое биотопливо	Древесина/древесные отходы	0,0156	112
	Щелок (Черный щелок)	0,0118	95,3
	Прочие типы твердых первичных биомасс	0,0116	100
	Древесный уголь	0,0295	112
Жидкое	Биобензин	0,027	70,8
биотопливо	Био-дизтопливо	0,027	70,8
	Другие виды жидкого биотоплива	0,0274	79,6
Биогаз	Газ из органических отходов	0,0504	54,6
	Канализационный газ	0,0504	54,6
	Другие биогазы	0,0504	54,6
Другие виды не ископаемое	Бытовые отходы (фракция биомассы)	0,0116	100

Таблица 2

Коэффициенты выбросов по видам деятельности для субъектов администрирования.

Категория	Источник выбросов	CH₄		CО₂		N₂O		Единицы измерения
Категория	Источник выбросов	Величина	Неопределенность	Величина	Неопределенность	Величина	Неопределенность	Единицы измерения
Бурение скважин	Сжигание в факелах и удаление	3,3E-05	±100%	1,0E-04	±50%	Нет данных	Нет данных	Тысяч тонн на 10³ м³ общей добычи нефти
Испытание скважин	Сжигание в факелах и удаление	5,1E-05	±50%	9,0E-03	±50%	6,8E-08	-10 до +1000%	Тысяч тонн на 10³ м³ общей добычи нефти
Обслуживание скважин	Сжигание в факелах и удаление	1,1E-04	±50%	1,9E-06	±50%	Нет данных	Нет данных	Тысяч тонн на 10³ м³ общей добычи нефти
Добыча газа	Выбросы при сжигании в факелах природного газа и отходящего газа/испарений на газовых объектах	7,6E-07	±25%	1,2E-03	±25%	2,1E-08	-10 до +1000%	Тысяч тонн на 10⁶ м³ добытого газа
Добыча газа	Летучие выбросы*	3,8E-04 до 2,3E-03	±100%	1,4E-05 до 8,2E-05	±100%	Нет данных	Нет данных	Тысяч тонн на 10⁶ м³ добытого газа
Добыча нефти	Летучие (суша)	1,5E-06 до 3,6E-03	±100%	1,1E-07 до 2,6E-04	±100%	Нет данных	Нет данных	Тысяч тонн на 10³ м³ добытой природной нефти
	Летучие (море)	5,9E-07	±100%	4,3E-08	±100%	Нет данных	Нет данных	Тысяч тонн на 10³ м³ добытой природной нефти
	Удаление	7,2E-04	±50%	9,5E-05	±50%	Нет данных	Нет данных	Тысяч тонн на 10³ м³ добытой природной нефти
	Сжигание в факелах	2,5E-05	±50%	4,1E-02	±50%	6,4E-07	-10 до +1000%	Тысяч тонн на 10³ м³ добытой природной нефти

*Летучие выбросы (исключая удаление газа и сжигание в факелах) из газовых скважин через входные отверстия на устройствах переработки газа или, если обработка не требуется, в точках стыковки систем транспортировки газа. Включает летучие выбросы, связанные с обслуживанием скважин, сбором газа, переработкой и деятельностью по избавления от попутной воды и кислых газов.

Таблица 3

Базовые объемы технологических потерь газа по группам источников технологических потерь газа и категориям давлений

Индекс групп источников технологических потерь газа по их типу	Группа источников технологических потерь газа	Базовые объемы технологических потерь газа по категориям давления газа б.ип Qij , м³ /ч
		низкое давление (до 0,005 МПа включ.)	среднее давление (свыше 0,005 до 0,3 МПа включ.)	высокое давление 2 категории (свыше 0,3 до 0,6 МПа включ.)	высокое давление 1 категории (свыше 0,6 до 1,2 МПа включ.)
		j=1	j=2	j=3	j=4
i=1	– пункт редуцирования газа газорегуляторный пункт, блочный газорегуляторный пункт, шкафной пункт редуцирования газа, подземный пункт редуцирования газа, газорегуляторная установка) и узел измерений расхода газа (в шкафном исполнении), без учета запорной арматуры за пределами конструкции	0,02059	0,08768	0,18385	0,34113
i=2	Запорная арматура (за исключением кранов шаровых), включая ответные присоединения	0,12757	0,43252	0,68080	0,87539
i=3	Краны шаровые, включая ответные присоединения	0,02939	0,09966	0,15687	0,20170
i=4	Разъемные соединения, в том числе изолирующие, вне пункт редуцирования газа и узел измерений расхода газа (фланцевые, муфтовые, цапковые, штуцерные соединения, пробки и т.п.), за исключением ответных присоединений запорной арматуры	0,07012	0,23773	0,37420	0,48115
Примечание – Отнесение пункту редуцирования газа к группам источников технологических потерь газа по категориям давления газа осуществляют по входному давлению газа в пункту редуцирования газа.

Таблица 4

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

№	Обозначение	Описание величины	Источник первичных данных	Размерность	Тип определения параметра: измеряемый/ расчетный/ оценочный	Рекомендованная минимальная регулярность определения и сведения	Способ хранения	Комментарий
1	FCDG,i,y,GF	Потребление попутного нефтяного газа А на месторождении i на сжигание в теплогенераторах установки (рассчитанное по газовому фактору)	ОПЦИЯ 1: Расчет согласно измеряемому газовому фактору или газовому фактору по умолчанию (средневзвешенному газовому фактору) ОПЦИЯ 2: Прямые измерения на оборудование, потребляющем попутного нефтяного газа	стандартные метры кубические	Измеряемый/ расчетный	ОПЦИЯ 1: Сведение 1 раз в месяц в отдельной форме отчетности. ОПЦИЯ 2: Непрерывные измерения на установке. Сведение за смену в журнале оператора. Сведение за 1 месяц в отдельной форме отчетности.	Бумажный или электронный
2		Коэффициент выбросов СО₂ при сжигании попутного нефтяного газа на месторождении i	В соответствии с Методикой по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов	тонн СО₂/стандартные метры кубические газа	Расчетный	Не реже, чем 1 раз в год.	Бумажный или электронный	Коэффициент выбросов попутного нефтяного газа на месторождении i определяется с регулярностью 1 раз в год на основании результатов последнего доступного анализа компонентного состава. Применяется на отчетный год, до даты проведения следующего анализа компонентного состава согласно расчетным данным в соответствии с индивидуально утвержденными планами мониторинга для каждого нефтегазо-добывающей установки
3		Потребление газообразного топлива типа j для месторождения i в году у	Показания расходомеров	стандартные метры кубические	измеряемый	Беспрерывно на технологической установке, сведение за 1 месяц в отдельной форме отчетности с возможностью просмотра за любой период и дублированием данных	Бумажный или электронный	Расход газа определяется с коррекцией по температуре и давлению для приведения у к стандартным условиям.
4		Теплотворная способность газообразного топлива типа j в году у	Сертификаты качества на топливо или паспорта на качество топлива. Анализ качества газа внешней или внутренней испытательной лаборатории	мегаджоули/ стандартные метры кубические	измеряемый	1 раз в месяц	Бумажный или электронный	Резервный вариант: определение по известному компонентному составу.
5		Коэффициент выбросов газообразного топлива типа j в году у	В соответствии с Методикой по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов	тонн СО₂/стандартные метры кубические газа	расчетный	В соответствии с Методикой по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов	Бумажный или электронный
6		Количество попутного нефтяного газа, идущего на УПГ	Измерения расходомеров перед УПГ	стандартные метры кубические	Измеряемый	Беспрерывно, сведение за 1 месяц	Бумажный или электронный
7		Количество извлеченных ресурсов нефти по объектам/ горизонтам m	Состояние разработки нефтяных месторождений по горизонтам на начало отчетного периода мониторинга	тонн	измеряемый	Беспрерывно, сведение за 1 месяц	Бумажный или электронный
8		Средневзвешенный газовый фактор для месторождения i со скважины n.	По умолчанию принимаются значения газовых факторов по горизонтам, в которых осуществляется извлечение нефти со скважины nместорождения i из последнего утвержденного проектного документа, регламентирующего разработку данного месторождения Также применяются результаты прямых измерений количества извлеченного попутного нефтяного газа ( I: прямые измерения на групповой замерной установке– первичные измерения II: прямые измерения установки мобильной замерной– первичные измерения Также проводится расчет по формуле	стандартные метры кубические газа/тонн нефти	измеряемый/ оценочный	I. Непрерывно, сведение данных 1 раз в месяц. II. Ежегодно или по заказу цеха, сведение данных 1 раз в год. III. На период эксплуатации скважины, уточняется заказу отдела геологии.	Бумажный или электронный	Расчет средневзвешенного значения газового фактора производится службой геологии цеха добычи нефти в форме "Отчет об извлечении попутного нефтяного газа" При отсутствии присваиваются значения согласно расчетным данным в соответствии с утвержденными планами мониторинга индивидуально для каждого нефтегазодобывающей установки
9		Газосодержание продукции нефтяных скважин по объектам/ горизонтам m	Согласно ежегодных данных о состоянии разработки нефтяных месторождении по горизонтам	стандартные метры кубические/ тонна	измеряемый	Сведение 1 раз в год	Бумажный или электронный
10		Компонентный состав попутного нефтяного газа для месторождения (производственной площадки) i.	Измерения лаборатории (внешней или внутренней) исследования нефти, газа и воды	проценты	измеряемый	В соответствии с Методикой по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов	Бумажный или электронный
11		Компонентный состав производного газообразного топлива типа j, отличного от попутного нефтяного газа для месторождения i.	Измерения лаборатории (внешней или внутренней). Применяются данные сертификатов качества, при поставке нестандартного топлива третьей стороной	проценты	измеряемый	В соответствии с Методикой по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов	Бумажный или электронный
12		Суммарное годовое потребление теплогенераторами жидкого топлива типа р на месторождении i	ОПЦИЯ 1: Первичные измерения расходомерами топлива. ОПЦИЯ 2: Балансовый метод на основе доступных данных из утвержденных форм отчетности установки о расходе жидкого топлива на сжигание.	тонн	измеряемый/ оценочный	ОПЦИЯ 1: Беспрерывно, сведение за 1 год ОПЦИЯ 2: 1 раз в месяц, сведение за 1 год	Бумажный или электронный	ввиду несущественности не учитываются при расчете выбросов парниковых газов.
13		Теплотворная способность потребленного теплогенераторами жидкого топлива типа р в году у	калориметрические измерения в лаборатории	мегаджоули/килограмм	измеряемый/ Оценочный	Для стандартного топлива – перепроверка данных 1 раз в год. Для нестандартного – регулярность определяется согласно разделу "Методы контроля качества на ТЭС" "Методика по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов".	Бумажный или электронный	ввиду несущественности не учитываются при расчете выбросов парниковых газов.
14		Коэффициент выбросов жидкого топлива типа р в году у.	измерения содержания углерода в топливе	тонн СО₂/терра джоули	измеряемый/ оценочный	1 раз в год	Бумажный или электронный	ввиду несущественности не учитываются при расчете выбросов парниковых газов.
15		Потребление жидкого топлива p при нерутинном сжигании на производственной площадке і, в году у	Данные документов первичной отчетности установки, например, метариальных балансов топлива ("Материальный отчет по цеху добычи нефти и газа (движение дизтоплива)"	литры	оценочный	1 раз в год	Бумажный или электронный
16		Теплотворная способность жидкого топлива р в году у при нерутинном сжигании. При использовании того же тип топлива, что и в теплогенераторах, эквивалентна параметру		мегаджоули/килограмм	оценочный	1 раз в год	Бумажный или электронный
17		Коэффициент выбросов жидкого топлива р в году у. При использовании того же тип топлива, что и в теплогенераторах, эквивалентна эквивалентна параметру		тонн СО₂/мегаджоули	оценочный	1 раз в год	Бумажный или электронный
18		Плотность жидкого топлива р	Паспорта на жидкое топливо	килограмм/метры кубические	оценочный	1 раз в год	Бумажный или электронный
19		Количество потребленного газа типа j (включая попутного нефтяного газа, газлифтный газ) с месторождения і на привод установки Н	При наличии приборов учета – прямые измерения. Как правило, приборы отсутствуют, в этом случае –нормативные паспортные показатели расхода установки Н (тонна/час)	стандартные метры кубические	оценочный	1 раз в год	Бумажный или электронный
20		Потребление дизельного топлива автотранспортом в году у	Данные из документов материальной и/или балансовой отчетности	тонн	измеряемый	1 раз в год	Бумажный или электронный
21		Теплотворная способность дизельного топлива в году у	Данные по умолчанию для стандартного топлива или эквивалентные национальные данные	мегаджоули/килограмм	оценочный	1 раз в год	Бумажный или электронный
22		Коэффициент выбросов дизельного топлива в году у	Данные по умолчанию для стандартного топлива или эквивалентные национальные данные	тонн СО₂/мегаджоули	оценочный	1 раз в год	Бумажный или электронный
23		Количество добываемой продукции нефтяных скважин на производственной площадке i для года y	Данные измерений расходомеров нефти	тонн	измеряемый	Беспрерывно на установке, сведение за 1 месяц в отчетности установки.	Бумажный или электронный
24		Объемное содержание СН₄ в попутном нефтяном газе для месторождения (производственной площадки) i в году у	Измерения лаборатории (внешней или внутренней).	проценты	измеряемый	Определяется согласно разделу "Методы контроля качества на ТЭС" "Методика по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов".	Бумажный или электронный
25		Плотность попутного нефтяного газа для месторождения (производственной площадки) iв году у.	Измерения лаборатории (внешней или внутренней)	килограмм/ киломоль/ стандартные метры кубические/ киломоль	измеряемый	Определяется согласно разделу "Методы контроля качества на ТЭС" "Методика по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов".	Бумажный или электронный
26		Коэффициент глобального потепления СН₄	Определяется согласно п. 3 статьи 282 Кодекса	тонн СО₂/ тонн СН₄	оценочный	1 раз в год	Бумажный или электронный
27		Суммарный газовый фактор на ступенях сепарации (не последней ступени сепарации) с на производственной площадке i	Данные прямых измерений газа при закрытых предохранительных клапанах технологических установок, приведены к нормальным условиям по технологическим установкам производственных площадок	стандартные метры кубические попутного нефтяного газа /тонн добытых ресурсов нефти	измеряемый	1 раз в месяц в течение двух часов	Бумажный или электронный	Является суммой значений газового фактора каждой ступени сепарации на производственной площадке i
28		Количество извлеченных ресурсов нефти на производственной площадке i	Измерения групповой замерной установки	тонн	измеряемый	Беспрерывно на установке, сведение за 1 месяц	Бумажный или электронный	Является суммой значений количества извлеченных ресурсов нефти со всех эксплуатируемых скважин, расположенных на производственной площадке
29		Обводненность продукции нефтяных скважин на производственной площадке i в году у	Согласно с данными последнего утвержденного проектного документа, регламентирующего разработку данного месторождения	проценты	измеряемый	1 раз в месяц	Бумажный или электронный
30		Минимальная температура продукции нефтяных скважин на выходе из печей нагрева,	Данные из технологических регламентов работы печей	градусы	оценочный	1 раз в месяц	Бумажный или электронный
31		Максимальная температура продукции нефтяных скважин на входе в печи нагрева	Данные из технологических регламентов работы печей	градусы	оценочный	1 раз в месяц	Бумажный или электронный
32		Температура предтоварной нефти на выходе из печей нагрева	Данные из технологических регламентов работы печей	градусы	оценочный	1 раз в месяц	Бумажный или электронный
33		Температура предтоварной нефти на входе в печи нагрева	Данные из технологических регламентов работы печей	градусы	оценочный	1 раз в месяц	Бумажный или электронный
34		Температура пластовой воды на выходе из печей нагрева	Данные из технологических регламентов работы печей	градусы	оценочный	1 раз в год	Бумажный или электронный
35		Температура пластовой воды на ходе в печи нагрева	Данные из технологических регламентов работы печей	градусы	оценочный	1 раз в год	Бумажный или электронный
36		КПД работы печей	Данные из технологических регламентов работы печей	проценты	оценочный	1 раз в месяц	Бумажный или электронный
37		Количество пластовой воды, идущей на нагрев в зимнее время на производственной площадке	1. Данные расходомеров (m). 2. При отсутствии расходомеров рассчитывается, исходя из суточного расхода нефти, взятого из технологических режимов работы скважин и времени работы печи (печей) нагрева пластовой воды (е)	тонн	оценочный/ измеряемый	1 раз в год	Бумажный или электронный
38		Среднесуточный дебит воды на производственной площадке	Данные из "Технологических режимов работы фонда электровинтовых и механизированных скважин по месторождениям"	тонн/сутки	оценочный	1 раз в месяц	Бумажный или электронный
39		Количество часов работы печи (печей) нагрева пластовой воды на производственной площадке	Журналы операторов технологических установок	сутки	измеряемый	1 раз в месяц	Бумажный или электронный
40		Потребление попутного нефтяного газа котельной (котлом) n на производственной площадке	Показания газовых счетчиков	стандартные метры кубические	измеряемый	Беспрерывно на установке, сведение за 1 месяц	Бумажный или электронный
41		Теплотворная способность попутного нефтяного газа	Данные измерений или расчет по известному компонентному составу	мегаджоули/ килограмм (мегаджоули/тонн)	измеряемый/ расчетный	По заказу цеха, сведение данных 1 раз в год	Бумажный или электронный
42		Технологические нормативные потери попутного нефтяного газа	Данные руководящих документов установки	стандартные метры кубические	оценочный	1 раз в начале мониторинга	Бумажный или электронный
43		Количество попутного нефтяного газа, идущего на УПГ	Данные измерений расходомеров	стандартные метры кубические	измеряемый	Беспрерывно, сведение за 1 месяц	Бумажный или электронный
44		Количество попутного нефтяного газа, утилизируемого на производственной площадке i в году у	Опция 1: При наличии измерительного оборудования – данные расходомеров газа Опция 2: При отсутствии измерительного оборудования, расчет по балансу газа	стандартные метры кубические	оценочный/ измеряемый	Опция 1: Беспрерывно, сведение за 1 месяц Опция 2: 1 раз в год	Бумажный или электронный
44	OF	Коэффициент окисления	Величина по умолчанию OF–1 для сжигания попутного нефтяного газа в теплогенераторах; OF–0,995 для сжигания на факеле (уточнение по паспортным данным факела)	-	оценочный	1 раз в начале мониторинга	Бумажный или электронный
45	n	Количество нефтегазодобывающих скважин, находящихся в эксплуатации в отчетный период (в году у)	Нормативные документы, например Проект разработки нефтяного месторождения	-	оценочный	Непрерывно, сведение 1 раз за период отчетности (за 1 год)	Бумажный или электронный	Количество нефтяных скважин подлежит непрерывному мониторингу, так как изменяется как на протяжении отчетного периода, так и от одного отчетного периода к другому (из года в год).

Приложение 4 к приказу
Министр экологии
и природных ресурсов
Республики Казахстан
от 17 января 2023 года № 9

Методика по расчету выбросов парниковых газов от производства чугуна, стали, агломератов и окатышей

Глава 1. Общие положения

1. Настоящая Методика по расчету выбросов парниковых газов от производства чугуна, стали, агломератов и окатышей (далее–Методика) разработана в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Экологического кодекса Республики Казахстан (далее – Кодекс) и предназначена для расчетов выбросов парниковых газов от производства чугуна, стали, агломератов и окатышей.

Производственные процессы от сжигания топлива на печах (высокотемпературная переработка сырья в печах, с целью протекания химических реакций и извлечение полезных компонентов), рассчитываются в соответствии с международными методиками по расчету выбросов парниковых газов.

Сноска. Пункт 1 - в редакции приказа Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

2. В Методике используются следующие термины и определения:

1) агломерат – спекшаяся 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) железные руды — природные минеральные образования, содержащие железо и его соединения в таком объеме, когда промышленное извлечение железа из этих образований целесообразно;

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

9) окатыши — полуфабрикат металлургического производства железа сферической формы и продукт обогащения железосодержащих руд и последующего окомкования и обжига;

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

Глава 2. Расчет выбросов двуокиси углерода и метана от производства чугуна, стали и агломератов

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)

Выбросы парниковых газов рассчитываются по каждому процессу.

5. Для расчета выброса СО₂ оператор установки использует следующие данные:

- расход топлива по фактическим данным установки за отчетный период;

- 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, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

При наличии 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 СО₂от производства кокса

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_CO2, coke = [CC×C_CC+ Sa (PM_a,coke× C_a,coke) + BFG_input× C_BFG– CO × C_CO – CO_Gout × COG_COG – S_bCOB_b × C_b – R_coke × CR,_coke] × 44/12, (1),

где:

E_CO2, coke – выбросы СО₂ от производства кокса, тонн СО₂;

CC – количество коксующего угля, поданного на коксование, тонн;

C_CC – содержание углерода в коксующем угле, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

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

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

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

C_BFG– содержание углерода в доменном газе, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

CO – количество произведенного кокса, тонн;

C_CO – содержание углерода в коксе, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

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

COG_COG – содержание углерода в коксовом газе, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

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

C_b – содержание углерода в побочном продукте типа "b" доли единиц.Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

R_coke – количество шлама и пыли, улавливаемого газоочистными установками коксового производства, тонн;

CR,_coke – содержание углерода в шламе и пыли коксового производства, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

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

7. Показатель: Выбросы СО₂ от производства агломерата

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_CO2, _sinter = [FE × C_FE +CBR × C_CBR + COG_{sinter input} × C_COG + BFG_{sinter input} × C_{inter BFG} + S_a (PM_{sinter a} × C_{sinter a}) – SOG_out × C_SOG ] × 44/12, (2),

где:

E_CO2, sinter – выбросы СО₂ при производстве агломерата, тонн СО₂;

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

C_FE – содержание углерода в руде, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

CBR – количество закупленной и произведенной на месте коксовой мелочи для производства агломерата, тонн.

Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

C_CBR – содержание углерода в коксовой мелочи, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

COG_sinterinput – количество газа из коксовых печей, потребленного при производстве агломерата, тонн;

C_COG – содержание углерода в коксовом газе, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

BFG_sinterinput – количество доменного газа, израсходованного для производства агломерата, тонн;

C_interBFG – содержание углерода в доменном газе, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

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

C_{sinter a} – содержание углерода в технологическом материале типа "а", доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

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

C_SOG – содержание углерода в отходящем газе от производства агломерата, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

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

Показатель: выбросы СН₄ от производства агломерата

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_{CH4, sinter} = S × E_{x, sinter ,} (3),

где:

E_{CH4, sinter} – выбросы СН₄ от производства агломерата, тонн CH₄;

S - количество произведенного агломерата, тонн

E_{х, sinter} – коэффициент выброса, кг СН₄/тонну произведенного агломерата, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике;

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

9. Самые большие выбросы СО₂ в металлургической промышленности образуются при производстве чугуна. При учете 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 марта года следующего за отчетным периодом;

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_{CO2, BF}= [(ORE × C_ORE)+S(CAR_BF × C_CAR,BF)+ S (FL_BF× C_FL,BF)+ S (OT× C_OT) – (I_OUT × C_I,out) – (NM× C_NM ) - (BF_Gout × C_BFG,out) – (R_BF × C_R,BF)] × 44/12, (4),

где:

E_{CO2, BF} – выбросы СО₂ от производства чугуна, тонн СО₂;

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

C_ORE – содержание углерода в руде, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса.

S – Сумма (математический знак);

CAR_BF – количество углеродосодержащих технологических материалов, тонн. Показатель поданных в доменную печь, определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса.

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

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

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

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

C_OT – содержание углерода в других материалах, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса.

I_OUT – количество выплавленного чугуна, тонн;

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

NM –количество произведенного неметаллического продукта, тонн;

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

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

C_BFG,out – содержание углерода в произведенном доменном газе, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса.

R_BF – количество пыли, улавливаемого газоочистными установками доменного цеха, тонн;

C_R,BF – содержание углерода в пыли доменного цеха, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса.

Сноска. Пункт 9 - в редакции приказа Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

10. Показатель: Выбросы СО₂ от производства стали кислородно–конверторным

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_{CO2, BDF} = [(I_BDFinput × C_BDFinput)+ (SC_BDF × C_SC,BDF)+ (FL_BDF× C_FL,BDF)+ (CAR_BDF× C_{CAR, BDF}) – (ST_BDF × C_ST,BDF) – (SL_BDF × C_SL,BDF) – (BOG_out× C_BDG,out) – (R_BDF× CR,_BDF)] × 44/12, (5),

где:

E_CO2,BDF – выбросы СО₂ от производства стали в кислородном конвертере, тонн СО₂;

I_BDFinput – количество чугуна, загруженного в конверторную печь, тонн;

C_BDFinput – содержание углерода в чугуне, загруженного в конверторную печь, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

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

C_SC,BDF – содержание углерода в скрапе, загруженного в кислородный конвертер, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

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

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

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

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

ST_BDF – количество выплавленной стали конверторным способом, тонн;

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

SL_BDF – количество полученного шлака в конверторной печи, тонн;

C_SL,BDF – содержание углерода в шлаке конверторной печи, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

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

C_BDG,out – содержание углерода в конверторном газе, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

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

C_R,BDF – содержание углерода в шлаке и пыли конверторного цеха, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

11. Показатель: Выбросы СО₂ от производства стали электродуговым способом

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_{CO2, EAF} = [(I_EAFinput × C_EAFinput)+ (SC_EAF × C_SC,EAF)+ (FL_EAF× C_FL,EAF)+ (EL_EAF× C_EL,EAF) + (CAR_EAF× C_{CAR, EAF}) – (ST_EAF × C_ST,EAF) – (SL_EAF × C_SL,EAF) – (R_EAF× C_R,EAF)] × 44/12, (6),

где:

E_{CO2, EAF} – выбросы СО₂ от производства стали в ЭДП, тонн СО₂;

I_EAFinput – количество чугуна, загруженного в ЭДП, тонн;

C_EAFinput – содержание углерода в чугуне, загруженного в ЭДП, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

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

C_SC,EAF – содержание углерода в скрапе, загруженного в ЭДП, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

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

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

EL_EAF – количество используемых электродов ЭДП, тонн;

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

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

C_{CAR, EAF} – содержание углерода в углеродосодержащих технологических материалах ЭДП, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, доли единиц;

ST_EAF – количество выплавленной стали в ЭДП, тонн;

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

SL_EAF – количество полученного шлака ЭДП, тонн;

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

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

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

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 марта года следующего за отчетным периодом.

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

EСО₂= ∑ni=1 (Мi× ЕFi× Fi) , (7),

где:

EСО₂ - выбросы СО₂ от других процессов с использованием карбонатов, тонны

Мi – масса потребленного карбоната "i", тонны. Показатель принимается оператором установки по фактическим данным за вычетом содержания влаги и примесей (при наличии соответствующих данных) полученные по результатам собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

ЕFi – коэффициент выбросов для карбоната "i", тонны СО₂/ тонна карбоната согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике.

При отсутствии соответствующих анализов характеристик значения коэффициентов выбросов для карбоната, коэффициенты принимаются согласно таблице 3 приложения к настоящей Методике, или при отсутствии необходимых данных рассчитываются как стехиометрическое отношение молекулярной массы СО₂ к молекулярной массе карбоната.

Fi - степень кальцинирования, достигнутая для карбоната "i", дробь. При отсутствии информации по степени кальцинирования конкретного карбоната, степень кальцинирования равна 1,00;

"i" - один из используемых карбонатов.

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

Т – расход флюса за год, тонн;

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

13. При наличии производственных процессов, не включенных в настоящую Методику, оператор установки использует международные методики по расчету выбросов парниковых газов.

Глава 3. Расчет выбросов СО₂ от производства окатышей

14. Окатыши являются основным компонентом железосодержащей части шихты в доменном производстве для получения чугуна наряду с агломератом, которые получают путем переработки железосодержащего сырья (пылевидной руды и добавок) при очень высокой температуре. Производство включает размол, сушку, окатывание и термическую обработку сырья. В качестве топлива на фабриках окатышей используется природный газ или уголь.

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

- расход топлива по фактическим данным установки за отчетный период;

- содержание углерода на рабочую массу сжигаемого топлива по результатам анализа.

При единицах измерения, отличных от тонны, оператор установки переводит данные единицы измерения в тонны для согласования размерностей. При отсутствии коксовой мелочи показатель принимается равным нулю.

16. Показатель: Выбросы СО₂ от производства окатышей:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_{CO2, pellet} = [ПГ_окат× C_ПГ+КМ_окат × C_КМ+ S_a (PM_{pellet a} × C_pelleta) – SOG_out × C_SOG ] × 44/12, (8),

где:

E_{CO2, pellet}– выбросы СО₂ при производстве окатышей, тонн СО₂;

ПГ_окат – количество природного газа для производства окатышей, ГДж;

C_ПГ – содержание углерода в природном газе, доли единиц. 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, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

КМ_окат – количество коксовой мелочи, израсходованной для производства окатышей, при отсутствии коксовой мелочи показатель принимается равным нулю, ГДж;

C_КМ -содержание углерода в коксовой мелочи, доли единиц. Показатель определяется по лабораторным исследованиям в собственной производственной лаборатории или в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

PM_pelleta – количество другого технологического материала "а", израсходованного для производства окатышей и перечисленных в виде отдельных компонентов, тонн;

C_pelleta – содержание углерода в технологическом материале типа "а", доли единиц. Показатель определяется по лабораторным исследованиям в собственной производственной лаборатории или в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

SOG_out – количество отходящего газа от производства окатышей, транспортированного на другую установку, ГДж;

C_SOG – содержание углерода в отходящем газе от производства окатышей, доли единиц. Показатель определяется по лабораторным исследованиям в собственной производственной лаборатории или в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

При единице измерения - тонна, округление производится до трех цифр после запятой.

17. Для расчета выбросов СО₂ от производства окатышей используются данные об углеродном содержании и массовых расходах продукции/потребления для всех технологических материалов, а также о транспортировке с места производства.

18. При отсутствии указанных параметров, оператор установки использует значения в соответствии с таблицей 1 приложения к настоящей Методике либо справочную информацию с указанием ссылки источника информации.

18-1. При отсутствии указанных параметров от производства окатышей, оператор установки использует Методику по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов.

19. При наличии производственных процессов, не включенных в настоящую Методику, субъект квотирования использует международные методики по расчету выбросов парниковых газов.

	Приложение к Методике по расчету выбросов парниковых газов от производства чугуна, стали, агломератов и окатышей
	Таблица 1

Коэффициенты выбросов СН₄ по умолчанию для производства кокса, чугуна и стали

Процесс	Коэффициент выбросов	Источник
Производство кокса	0,1 г на тонну продукции кокса	Производство кокса: Integrated Pollution Prevention and Control (IPPC) Best Available Techniques Reference Document on the Production of Iron and Steel, European IPPC Bureau, декабрь 2001года, таблица 6.2-3, стр. 122. http://eippcb.jrc.es/pages/FActivities.htm
Производство агломерата	0,07 кг на тонну Продукции агломерата	EMEP/CORINAIR Emission Inventory Guidebook (EEA, 2005). Процессы с контактом: заводы агломерата и окатышей (за исключением сжигания 030301) Таблица 8.2a (Коэффициенты выбросов для газообразных веществ)
Примечание: В этом разделе описан метод уровня 1 по умолчанию и более точный метод уровня 3 на уровне завода для оценки выбросов СН₄ от производства агломерата или железа; оба метода аналогичны тем, что применяются для оценки выбросов СО₂. Метод уровня 2 отсутствует. Для заводов агломерата, работающих на коксовой мелочи, коэффициент выбросов равен 50 мг СН4 на МДж, а потребление кокса – от 38 до 55 кг кокса на тонну агломерата. Это соответствует среднему коэффициенту выбросов 0,07 кг СН4 на тонну агломерата при значении по умолчанию 28,2 ТДж/ГДж кокса.

Таблица 2

Содержание углерода в углеродосодержащих технологических материалах

Технологические материалы	Углеродное содержание, тонн углерода/тонн
Коксовый шлам	0,2239
Колошниковая пыль	0,204
Смола каменноугольная	0,91
Бензол	0,92
Нафталин	0,94
Известняк	0,12
Доломит	0,13
Чугун	0,04
Чугунный лом	0,04
Сталь	0,01
Железный лом	0,01

Таблица 3

Молекулярные веса и содержание диоксида углерода для основных видов карбонатов

Карбонат	Название минерала	Молекулярный вес	Коэффициент выброса (тонны СО₂/ тонну карбоната)*
СаСО₃	Кальцит** или арагонит	100,0869	0,43971
MgCO₃	Магнезит	84,3139	0,52197
CaMg(CO₃)	Доломит **	184,4008	0,47732
FeCO₃	Сидерит	115,8539	0,37987
Ca(Fe,Mg,Mn)(CO₃)₂	Анкерит***	185,0225-215,6160	0,40822-0,47572
MnCO₃	Родохрозит	114,9470	0,38286
Na₂CO₃	Карбонат натрия или кальцинированная сода	106,0685	0,41492

Примечание: источник:
1) CRC Handbook of Chemistry and Physics (2004);
2) РП МГЭИК, 2006г. Том 3, Глава 2
* Доля выделившегося в атмосферу СО₂ при условии 100%-ного кальцинирования, т.е. 1 тонна кальцита при полном кальцинировании дает 0,43971 тонны СО₂;
**Кальцит – основной минерал в составе известняка. Такие термины, как высокомагнезиальный известняк или доломитовый известняк, относятся к относительно небольшим количествам замещения Са на Mg в обычно применяемой формуле известняка СаСО₃;
*** Интервал молекулярного веса, показанный для анкерита, предполагает присутствие Fe, Mg и Mn в количествах не менее 1,0 процента.

Приложение 5 к приказу
Министр экологии
и природных ресурсов
Республики Казахстан
от 17 января 2023 года № 9

Методика по расчету выбросов парниковых газов от производства цемента и извести

Глава 1. Общие положения

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

2. В Методике используются следующие термины и определения:

1) известь– это продукт, получаемый при высоких температурах в результате кальцинирования известняка. Производство извести протекает в вертикальных шахтных печах или во вращающихся печах, сжигающих уголь, нефтепродукты или природный газ;

2) кальцинация (обжиг) — придание веществу новых свойств, путем нагревания до высоких температур (не достигая точки плавления) с целью удаления летучих примесей или для окисления и придания хрупкости (для облегчения измельчения);

3) карбонатное сырье - известняки, доломиты, мраморы, мергели, глинистые известняки, доломиты, мел, магнезит, а также сырье для производства искусственных стройматериалов;

4) субъект квотирования– физическое или юридическое лицо, в собственности или ином законном пользовании которого находится установка;

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

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

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

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

9) 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 производства цемента для субъектов квотирования

4. Для полной оценки выбросов СО₂ от процессов декарбонизации и окисления сырьевых материалов в печи, субъект квотирования 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, субъект квотирования 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 марта года следующего за отчетным периодом.

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_calcin,_RM,y= CLNK_y× EF_cli,y ,

(1),

где:

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

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

EF_cli,y – коэффициент выбросов СО₂ от кальцинации для производства клинкера в период "у", тонн СО₂-эквивалент. Показатель рассчитывается в соответствии с формулой, указанной в пункте 14 настоящей Методики.

При единице измерения - тонна, округление производится до трех цифр после запятой.

8. Показатель: Количество произведенного клинкера

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

CLNKy=CEMy –MICy + CLNKstken,y – CLNKsrkbgn,y–CLNKpurchased,y+ CLNKsold,y ,

(2),

где:

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

CEMy – количество цемента, произведенного за период "у", тонн. Показатель рассчитывается в соответствии с формулой, указанной в пункте 10 настоящей Методики.

MICy – количество минеральных добавок, использованных для производства цемента в период "y", тонн. Показатель рассчитывается в соответствии с формулой, указанной в пункте 10 настоящей Методики.

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.

8-1. В случае наличия данных по количеству произведенного клинкера, операторы установок не осуществляют расчет количества произведенного клинкера.

Сноска. Методика дополнена пунктом 8-1 в соответствии с приказом Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).
9. Исключен приказом Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

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

Показатель: Количество цемента

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

CEMy = SLSy – CEMstkend,y + CEMstkbgn,y ,

(4),

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.

При внутреннем перемещения цемента, субъект квотирования учитывает и отражает количество цемента, отпущенного потребителям.

10-1. В случае наличия данных по количеству произведенного цемента, операторы установок не осуществляют расчет количества произведенного цемента.

Сноска. Правила дополнены пунктом 10-1 в соответствии с приказом Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

11. Для определения коэффициента выбросов СО₂ от кальцинации для производства клинкера, субъект квотирования 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, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

Также при расчете, субъект квотирования учитывает поправку на некарбонатные источники оксидов кальция и магния в клинкере.

12. При использовании 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 14 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 марта года следующего за отчетным периодом.

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

(5),

где:

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

MW_CO₂ – молярная масса СО₂, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, грамм/моль;

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

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

f_CaO,CLNK,y – доля содержания оксида кальция (средневзвешенная) в клинкере в периоде "у", доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований, в собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

f_{MgO,CLNK, y} – доля содержания оксида магния (средневзвешенная) в клинкере в периоде "у" определяется по результатам лабораторных исследований, в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

CORR_{non - carb,y} – поправка на некарбонатные оксиды кальция и магния в сырье в периоде "y", тонн СО₂-эквивалент. Показатель рассчитывается в соответствии с формулой, указанной в пункте 14 настоящей Методики.

CORR_sil,y – поправка на силикаты кальция и магния в сырье в периоде "y", тонн СО₂-эквивалент. Показатель рассчитывается в соответствии с формулой, указанной в пункте 15 настоящей Методики.

14. Показатель: Поправка на некарбонатные оксиды кальция и магния в сырье

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

(6),

где:

CORR_{non - carb, y} – поправка на некарбонатные оксиды кальция и магния в сырье в периоде "y", тонн СО₂-эквивалент;

RM_y – количество сырья, использованного для производства клинкера в период "у", тонн;

f_CaO,RM,y – доля содержания некарбонатного оксида кальция (средневзвешенная) в сырье в периоде "у", доли единицы.

Показатель определяется по результатам лабораторных исследований, в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

f_MgO,RM,y – доля содержания некарбонатного оксида магния (средневзвешенная) в сырье в периоде "у", доли единицы. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований, в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

15. Показатель: Поправка на силикаты кальция и магния в сырье

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

(7),

где:

RMsil,y – количество силикат-содержащего сырья, использованного для производства клинкера в период "у", тонн;

– доля содержания кальция (средневзвешенная) в силикат-содержащем сырье в периоде "у", доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований, в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

– доля содержания магния (средневзвешенная) в силикат-содержащем сырье в периоде "у", доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований, в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

MW_Ca – молярная масса кальция, равная 40,078 грамм/моль;

MW_Mg – молярная масса магния, равная 24,305 грамм/моль.

16. Субъект квотирования учитывает эквивалент выделения СО₂ через содержание оксида магния в клинкере с целью полного учета выбросов СО₂, при содержании в сырьевых материалов значительного 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 при производстве низко-щелочного клинкера.

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

19. Субъект квотирования 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 марта года следующего за отчетным периодом.

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

(8),

где:

E_calcin,BD,y – выбросы СО₂ от декарбонизации сырья в составе цементной пыли из отбора в период "у", тонн СО₂-эквивалент;

BD_y – количество цементной пыли из отбора, которая не возвращается в печь в период "у", тонн. Показатель определяется по результатам замеров собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

EF_{cli, y} – коэффициент выбросов СО₂ от кальцинации для производства клинкера в период "у", тонн СО₂-эквивалент. Показатель определяется по результатам замеров собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

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 марта года, следующего за отчетным периодом.

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

(9),

где:

E_calcin, CKD,_y – выбросы СО₂ от декарбонизации сырья в составе цементной пыли, которая не возвращается в печь в период "у", тонн СО₂-эквивалент;

CKDy – количество цементной пыли, которая не возвращается в печь в период "у", тонн. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований, в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

EF_CKD,y – коэффициент выбросов СО₂ от кальцинации потерянной цементной пыли в период "у", тонн СО₂-эквивалент. Показатель рассчитывается согласно формуле, указанной в пункте 22 настоящей Методики.

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

Субъект квотирования 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 марта года следующего за отчетным периодом.

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

(10),

где:

EF_CKD,y – коэффициент выбросов СО₂ от кальцинации потерянной цементной пыли в период "у", тонн;

EFcli,y – коэффициент выбросов СО₂ от кальцинации для производства клинкера в период "у", тонн СО₂-эквивалент. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований, в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

d_CKD,y – степень кальцинации потерянной цементной пыли в период "у", доли единиц.

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

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

(11),

где:

d_CKD,y – степень кальцинации потерянной цементной пыли в период "у", доли единиц;

– массовая доля содержания карбонатного СО₂ в потерянной цементной пыли период "у", доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований, в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

– массовая доля содержания карбонатного СО₂ в сырьевой муке в период "у", доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований, в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

При отсутствии соответствующих анализов характеристик цементной пыли и сырьевой муки, субъект квотирования применяет значения для степени кальцинации потерянной цементной пыли, указанные в таблице 2 приложения к настоящей Методике.

24. 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 %. 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 марта года следующего за отчетным периодом.

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

(12),

где:

E_TOC,y – выбросы СО₂ от окисления органического углерода в составе сырья в печи в период "у", тонн СО₂-эквивалент;

RM_y – количество сырья, использованного для производства клинкера в период "у", тонн;

f_TOCRM,y – массовая общая доля содержания органического углерода в сырье в период "у", доли единиц;

MW_CO2 – молярная масса СО₂, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, грамм/моль;

MW_C – молярная масса углерода, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, грамм/моль.

Субъект квотирования применяет значение по умолчанию для массовой общей доли содержания органического углерода в сырье равное 0,002, при отсутствии соответствующих анализов характеристик сырья.

25. При наличии производственных процессов, не включенных в настоящую Методику, субъект квотирования использует международные методики по расчету выбросов парниковых газов.

Глава 3. Расчеты выбросов СО₂ от производства цемента для субъектов администрирования

26. Показатель: Выбросы СО₂ при производстве клинкера

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

2) источники информации: исходные данные субъекта администрирования в соответствии с настоящей Методикой;

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

Е_{СО2клин}. = V_клин. * СаО * ЦП * 0,785,

(13),

где:

Е_{СО2клин}. - выбросы СО₂ при производстве клинкера, тонн СО₂-эквивалент;

V_клин. – объем производства клинкера в год (тонн);

СаО – содержание СаО в клинкере (весовая фракция), согласно таблице 3 приложения к настоящей Методике,

ЦП - коэффициент поправки на цементную пыль, значение по умолчанию, согласно таблице 3 приложения к настоящей Методике.

0,785 - соотношение молекулярных весов CO₂ и CaO в сырьевом минеральном кальците (CaCO₃), на который приходится большая часть содержания CaO в клинкере.

Среднее содержание CaO в клинкере, как правило, не претерпевает значительных изменений на ежегодной основе в связи с чем, оценки проводятся периодически.

При отсутствии данных о содержании CaO, используется весовой коэффициент величиной 0,65, устанавливаемый по умолчанию.

При использовании других источников СаО, общая весовая фракция содержания CaO в клинкере снижается.

При наличии количества цементной пыли, которая не возвращается в оборот и считается потерянной для системы с точки зрения выбросов CO₂, показатель поправки на цементную пыль берется 1,02. В таком случае, количество потерянного объема CO₂ находится в диапазоне от 1,5% до 8%.

При отсутствии данных на установке используются значения согласно таблице 3 приложения к настоящей Методике.

27. При наличии производственных процессов, не включенных в настоящую Методику, оператор установки использует международные методики по расчету выбросов парниковых газов.

Глава 4. Расчеты выбросов СО₂ от установок по производству извести для субъектов квотирования

28. Оценка выбросов СО₂ от производства извести основана на методе загрузки карбонатов непосредственно от технологического процесса производства извести.

29. Для расчета выбросов СО₂ от установок по производству извести субъект квотирования определяет следующие источники выбросов парниковых газов:

1) выбросы СО₂ на основе данных о расходе по типам и количеству карбонатного сырья, израсходованного для производства извести;

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

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

30. При расчете выбросов СО₂, все количество извести, сырья, а также доли содержания веществ берутся для сухого вещества.

31. Показатель: выбросы СО₂ от производства извести;

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

EСО2,y= ∑nj=1( Mj,yxEFCO2jxFj,y) - ∑nj=1( Mип,yxWjип,yx (1- FИП,y)xEFCO2,j)

(14),

где:

EСО2,y – выбросы СО₂ от производства извести, тонн СО²-эквивалент;

Mj,y – масса карбоната "j", израсходованного в обжиговой печи за период "y", тонн;

EFCO2j – коэффициент выбросов СО₂ карбоната "j", тонн СО₂/тонн;

При отсутствии соответствующих анализов характеристик значения коэффициентов выбросов EFCO₂j для карбоната, коэффициент выбросов СО₂ принимается согласно таблице 4 приложения к настоящей Методике, или при отсутствии необходимых данных рассчитываются как стехиометрическое отношение молекулярной массы СО₂ к молекулярной массе карбоната в соответствии с таблицей 1 приложения к настоящей Методике.

Fj,y – степень кальцинирования карбоната "j" за период "y", доля. Показатель определяется на основе фактических данных измерений содержания карбонатов в извести, отнесенных к общему количеству, израсходованных карбонатов за отчетный период, выраженных в тоннах.

При отсутствии фактических данных степень кальцинирования карбоната принимается для всего карбонатного сырья равным 1,0 (100 %).

Mип,y - масса известковой пыли, образованной за период "y", тонн. Показатель оценивается субъектом квотирования на основе измерений или расчетов, полученных по результатам собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

Wjип, - массовая доля исходного карбоната "j" в составе известковой пыли за период "у", доля. Показатель принимается равной доли соответствующего карбоната "j" в составе сырья, израсходованного в обжиговой печи за отчетный период.

Fип,y - степень кальцинирования известковой пыли, не возвращенной в обжиговую печь, доля. Показатель определяется по фактическим данным измерений полученные по результатам собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

j – вид карбоната, подаваемого в обжиговую печь (кальцит, магнезит и другие). Показатель определяется по результатам измерений (взвешивания) карбонатного сырья за вычетом содержания влаги и примесей (при наличии соответствующих данных) полученные по результатам собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

n – количество видов карбонатов, подаваемых в обжиговую печь.

При единице измерения - тонна, округление производится до трех цифр после запятой.

Поправка (снижение) объема выбросов СО₂ от производства извести, связанная с неполным кальцинированием - карбонатов, удаленных с известковой пылью и другими сопутствующими продуктами и отходами производства, осуществляется субъектом квотирования при наличии фактических данных о степени кальцинирования карбонатов в составе известковой пыли и других сопутствующих отходах на установке.

При отсутствии данных, степень кальцинирования известковой пыли (Fип,y) принимается равным 1,0 (или 100 %), что дает нулевую вычитаемую поправку.

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

Субъект квотирования для расчета выбросов парниковых газов применяет коэффициент выбросов СО₂ от кальцинации для производства извести, так как пыль отбора состоит из декарбонизированного сырья.

32. Показатель: Выбросы СО₂ от декарбонизации сырья в составе известковой пыли из отбора, которая не возвращается в печь;

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

EИПСО2 = ИПy х EFcal.CO2y

(15),

где:

EИПСО₂ – выбросы СО₂ от декарбонизации сырья в составе известковой пыли из отбора в период "у", тонн СО₂-эквивалент;

ИПy – количество известковой пыли из отбора, которая не возвращается в печь в период "у", тонн. Показатель определяется по фактическим данным измерений полученные по результатам собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

EFcal.CO_2y - коэффициент выбросов СО₂ от кальцинации для производства извести в период "у", тонн СО₂-эквивалент Показатель определяется по фактическим данным измерений полученные по результатам собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

33. Показатель: Выбросы СО₂ от декарбонизации сырья известковой пыли из фильтров и потерянной пыли, которая не возвращается в печь.

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_decСО2,y = ИП_dec.,yxEFdec.CO_2y

(16),

где:

E_decСО_2,y – выбросы СО₂ от декарбонизации сырья в составе известковой пыли из фильтров, которая не возвращается в печь в период "у", тонн СО₂-эквивалент;

ИП_dec.,y – количество известковой пыли из фильтров, которая не возвращается в печь в период у, тонн. Показатель определяется по фактическим данным измерений полученные по результатам собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

EF_dec.CO2y – коэффициент выбросов СО₂ от декарбонизации сырья потерянной известковой пыли из фильтров в период "у", тонн СО₂-эквивалент. Показатель определяется по фактическим данным измерений полученные по результатам собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

34. Субъект квотирования рассчитывает среднюю степень кальцинации потерянной известковой пыли для правильного расчета коэффициента выбросов СО₂ от кальцинации потерянной известковой пыли.

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

36. Показатель: Коэффициент выбросов СО₂ от кальцинации потерянной известковой пыли;

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

EF_calИП,y = [EF_cal,y ÷ (1+ EF_cal,y)] х d_cal,y/ [1- ((EF_cal,y÷ (1+ EF_cal,y)) х dcal,y] ,

(17),

где:

EF_calИП,y – коэффициент выбросов СО₂ от кальцинации потерянной известковой пыли в период "у", тонн;

EF_cal,y – коэффициент выбросов СО₂ от кальцинации для производства извести в период "у", тонн СО₂-эквивалент. Показатель определяется по фактическим данным измерений полученные по результатам собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса;

d_cal,y – степень кальцинации потерянной известковой пыли в период "у", доли единиц;

37. Показатель: Степень кальцинации потерянной известковой пыли;

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой;

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

dcal,y = 1 - [(fCO2,ПИП, у х (1-fCO2,СМ, у)) /(fCO2,СМ,у х (1-fCO2,ПИП, у)] ,

(18),

где:

dcal,y – степень кальцинации потерянной известковой пыли в период "у", доли единиц;

fCO2, ПИП,у – массовая доля содержания карбонатного СО₂ в потерянной известковой пыли период "у", доли единиц. Показатель определяется по фактическим данным измерений полученные по результатам собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса;

fCO₂, СМ,у – массовая доля содержания карбонатного СО₂ в сырьевой муке в период "у", доли единиц. Показатель определяется по фактическим данным измерений полученные по результатам собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

При отсутствии соответствующих анализов характеристик известковой пыли и сырьевой муки, субъект квотирования применяет значения для степени кальцинации потерянной известковой пыли, степень кальцинирования известковой пыли (FИП,y) равным 1,0 (или 100 %).

38. Вследствие наличия данных у операторов установок данных для расчета при обжиге известняка, следует использовать следующую формулу:

М_СО2 = k_{CO2,известьi} х М_{извести i} х k_ип,i х k_{гаш.извести,i} (19),

где:

М_СО2 - выбросы от производства извести, тонн СО2-эквивалента;

k_{CO2,известь i} – коэффициент выбросов СО₂ для извести типа "i", тоннСО₂/тонну извести;

М_{извести i} – производство извести типа "i", тонны;

k_ип,i - поправочный коэффициент на известковую пыль (ИП) для извести типа "i", относительные единицы. Эта поправка может быть учтена аналогично поправке на цементную пыль (ЦП);

k_{гаш.извести,i} - поправочный коэффициент на гашеную известь типа "i", относительные единицы;

"i" -любой тип извести, из перечисленных в таблице 5 Приложения к Методике.

Сноска. Пункт 38 - в редакции приказа Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Глава 5. Расчеты выбросов СО₂ от установок по производству извести для субъектов администрирования

39. Показатель: выбросы СО₂ от производства извести для субъектов администрирования.

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

2) источники информации: исходные данные субъекта администрирования в соответствии с настоящей Методикой;

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

Е_{CO2известь} = EF _{известь,i} х M_{известь,i} х CF ИП,i х C_гаш,

(19),

где:

Е_CO₂известь - выбросы CO₂ от производства извести, тонн СО₂ эквивалент;

EF_{известь,i} - коэффициент выбросов для извести типа i, тонны CO₂/тонну извести, согласно таблице 6 приложения к настоящей Методике;

Mизвесть,i - производство извести типа i, тонн год;

CF _ИП,i - поправочный коэффициент на ИП (известковая пыль) для извести типа i, относительные единицы, согласно таблице 6 приложения к настоящей Методике;

Cгаш,i - поправочный коэффициент на гашеную известь типа i, относительные единицы, согласно таблице 5 приложения к настоящей Методике;

i - любой тип извести, согласно таблице 5 приложения к настоящей Методике.

40. Показатель: коэффициент выбросов для извести

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

2) источники информации: исходные данные субъекта администрирования в соответствии с настоящей Методикой;

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

EF_{известь} = 0.85 х EFизвесть с выс. сод. кальция + 0.15 х EFдоломит. известь ,

(20),

где:

EFизвесть - коэффициент выбросов для извести,

EFизвесть с выс. сод. кальция - коэффициент выбросов для извести согласно таблице 6 приложения к настоящей Методике;

EFдоломит. известь - коэффициент выбросов для доломитовой извести согласно таблице 5 приложения к настоящей Методике.

41. При наличии производственных процессов, не включенных в настоящую Методику, субъект администрирования использует международные методики по расчету выбросов парниковых газов.

	Приложение к Методике по расчету выбросов парниковых газов от производства цемента и извести
	Таблица 1

Молярная масса химических веществ

Наименование	Молярная масса, грамм/молль
Углерод	12,0107
Диоксид углерода	44,01
Оксид кальция	56,077
Оксид магния	40,304

Таблица 2

Значения по умолчанию для степени кальцинации потерянной цементной пыли

Способ производства	Степень кальцинации потерянной цементной пыли
Сухой способ	0
Мокрый и комбинированный способ	1

Таблица 3

Значения по умолчанию содержание СаО в клинкере (весовая фракция) и коэффициента поправки на цементную пыль (ЦП)

Содержание CaO в клинкере	СО₂/СаО,	Коэффициент поправки ЦП
0,65	0,785	1,02

Таблица 4

Формулы, молекулярные веса и содержание диоксида углерода для основных видов карбонатов*

Карбонат	Название минерала	Молекулярный вес	Коэффициент выброса (тонны СО₂/ тонну карбоната)**
CaCO₃	Кальцит*** или аргонит	100,0869	0,43971
MgCO₃	Магнезит	84,3139	0,52197
CaMg(CO₃)₂	Доломит***	184,4008	0,47732
FeCO3	Сидерит	115,8539	0,37987
Ca(Fe,Mg,Mn)(CO₃)₂	Анкерит****	185,0225-215,6160	0,40822-0,47572
Mn CO₃	Родохрозит	114,9470	0,38286
Na₂CO₃	Карбонат натрия или кальцинированная сода	106,0685	0,41492
Примечание: Источник: 1) CRC Handbook of Chemistry and Physics (2004); 2) РП МГЭИК, 2006г. Том 3, Глава 2 * Округление производится до трех цифр после запятой. Доля выделившегося в атмосферу СО₂ при условии 100%-ного кальцинирования, т.е. 1 тонна кальцита при полном кальцинировании дает 0,43971 тонны СО₂. * Кальцит - основной минерал в составе известняка. **** Интервал молекулярного веса, показанный для анкерита, предполагает присутствие Fe, Mg и Mn в количестве не менее 1,0%.

Таблица 5

Параметры для расчета коэффициентов выбросов от производства извести по умолчанию

Тип извести	Стехиометрическое отношение [тонны CO₂ на тонну CaO или CaO*MgO] (1)	Диапазон содержания CaO [%]	Диапазон содержанияd MgO [%]	Значение по умолчанию для содержания CaO или CaO*MgO [дробь] (2)	Коэффициент выбросов по умолчанию [тонны CO₂ на тонну извести] (1) • (2)
Известь с большим содержанием кальция*	0,785	93-98	0,3-2,5	0,95	0,75
Доломитовая известь**	0,913	55-57	38-41	0,95 или 0,85	0,86 или 0,85
Гидравлическая известь***	0,785	65-92	нет данных	0,75	0,59
Примечание: * известь с высоким содержанием кальция (СаО + примеси); ** доломитовая известь (CaOMgO + примеси); ** гидравлическая известь (СаО + гидравлические силикаты кальция), которая представляет собой промежуточный материал между известью и цементом.

Приложение 6 к приказу
Министр экологии
и природных ресурсов
Республики Казахстан
от 17 января 2023 года № 9

Методика по расчету выбросов парниковых газов от производства алюминия, ферросплавов, свинца и цинка

Глава 1. Общие положения

1. Настоящая Методика по расчету выбросов парниковых газов от производства алюминия, ферросплавов, свинца и цинка (далее – Методика) разработана в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Экологического кодекса Республики Казахстан (далее – Кодекс) и предназначена для расчетов выбросов парниковых газов от производства алюминия, ферросплавов, свинца и цинка.

Сноска. Пункт 2 - в редакции приказа Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

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) вельцевание — процесс извлечения металлов отгонкой при нагреве во вращающейся печи полиметаллических отходов свинцового, медного и оловянного производств;

4) спекание – процесс производства изделий из однородных металлических порошков который производится при температуре ниже температуры плавления металла;

5) катод — электрод, имеющий отрицательный заряд, на котором происходят реакции восстановления;

8) свинцовый концентрат – сыпучий продукт флотации полиметаллических руд, порошок черно-синего цвета, содержащий около 70 % свинца;

9) цинк - тяжелый легкоплавкий металл синевато-белого цвета;

10) прямая плавка - тепловая обработка руды для выделения из нее металла. Является формой добывающей металлургии. Процесс плавления используется для извлечения многих металлов из их руд, в том числе серебра, железа, меди и других неблагородных металлов;

11) ферросплав - концентрированный сплав железа и одного или более элементов, таких как кремний, марганец, хром, молибден, ванадий и вольфрам. Эти сплавы используются для раскисления и изменения свойств стали;

12) флюсы - сырьевые материалы, как известняк, доломит, известь и кварцевый песок, используемые в технологическом процессе производства для снижения потребления тепла и для других энергетических требований при термической обработке минерального сырья;

13) шлак - силикатный расплавленный остаток, который получают целенаправленно при плавлении металлических руд либо в последующих печах, когда добавляют шлакообразователь (обычно известняк и /или доломит, либо известь);

14) шлакообразователь – материал, удаляющий примеси из металлических руд в процессе их плавки. Шлакообразователи обычно выполняют также и функцию флюса;

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

Глава 2. Расчеты выбросов парниковых газов от производства алюминия

5. К парниковым газам, выделяющимся при производстве алюминия, относятcя двуокись углерода (далее – СО₂), перфторуглероды (далее – ПФУ) – тетрафторметан (далее – CF₄) и гексафторэтан (далее – C₂F₆). Основным источником выбросов CO₂ при производстве алюминия является потребление предварительно обожженных 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 марта года следующего за отчетным периодом

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_CO₂ = Р_а × Q × (100 – S_a– Зола_a)/100 × 44/12, (1),

где:

E_CO₂ – выбросы CO₂ от потребления предварительно обожженных анодов, тонн СО₂;

Р_а – нетто–потребление предварительно обожженных анодов на тонну алюминия, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, тонн углерода/тонн алюминия;

Q – Общее производство алюминия, тонн;

S_a – содержание серы с предварительно обожженным анодом, вес.%. Показатель определяется в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

Зола_a – содержание золы в обожженных анодах, вес.%. Показатель определяется в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

44/12 – соотношение молекулярной массы СО₂ и углерода.

При единице измерения - тонна, округление производится до двух цифр после запятой.

Неопределенность коэффициентов выбросов СО₂ составляет менее (± 5%).

7. Показатель: сжигание летучих веществ, выделившихся при обжиге

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:

E_CO₂ = (GA – H_w - BA – WT) × 44/12 (2),

где:

E_CO₂ - выбросы CO₂ от сжигания летучих веществ смолы, тонны СО₂

GA - начальный вес необожженных анодов, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, тонны

H_w - содержание водорода в необожженных анодах, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, тонны

BA - вес обожженных анодов, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, тонны

WT - собранные отходы дегтя, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, тонны

8. Показатель: сжигание материала загрузки печи (кокс)

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_CO₂ = PCC × BA × [(100 – S_pc – Зола_pc)/100] × 44/12 (3),

где

E_CO₂ - выбросы CO₂ от материала загрузки печи обжига, тонны СО₂

PCC - потребление кокса согласно таблице 3 приложения к настоящей Методике, тонны/тонну обожженных анодов

BA - вес обожженных анодов, согласно таблице 3 приложения к настоящей Методике, тонны

S_pc - содержание серы в коксе загрузки, согласно таблице 3 приложения к настоящей Методике, вес.%

Зола_pc - содержание золы в коксе загрузки, согласно таблице 3 приложения к настоящей Методике, вес.%

9. Показатель: выбросы CF₄ от производства алюминия

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_CF₄ = (k_CF₄ × T× Q) ×GWP_CF₄, (4),

где:

E_CF4 – выбросы CF₄ от производства алюминия, килограмм CF₄;

k_CF4 – угловой коэффициент для CF₄, согласно таблице 4 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. Показатель определяется в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

Q – Производство алюминия, тонны;

GWP_CF4 – потенциал глобального потепления CF₄, согласно пунктом 3 статьи 282 Кодекса.

При единице измерения - тонна, округление производится до трех цифр после запятой.

10.Показатель: выбросы C₂F₆ от производства алюминия

E_C2F6 = (E_CF4 × F _{C2F6 / CF4}) × GWP_C2F6 (5),

где:

E_C2F6 – выбросы C₂F₆ от производства алюминия, килограмм C₂F₆;

F _{C2F6 / CF4} – весовое соотношение C₂F₆/CF₄, кг (данные из таблицы 4 Приложения к настоящей Методике);

GWP _C2F6 – потенциал глобального потепления C₂F₆, согласно пункту 3 статьи 282 Кодекса.

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

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

11. При наличии производственных процессов, не включенных в настоящую методику, оператор установки использует международные методики по расчету выбросов парниковых газов.

Глава 3. Расчеты выбросов парниковых газов от производства ферросплавов

12. Данная категория источников выбросов парниковых газов включает выбросы СО₂, выделяющиеся при производстве ферросплавов (феррохрома, ферромарганца, ферромолибдена, ферроникеля, ферросилиция, ферротитана, ферровольфрама, феррованадия, силикомарганца и других видов ферросплавов или металлического кремния) возникающие в результате окисления углерода топлива, сырья, восстановителей, углеродсодержащих материалов и разложения карбонатов с учетом сохранения части углерода в составе ферросплавов и сопутствующих продуктах и отходах производства.

13. При наличии на установке нескольких технологических линий, оператор установки осуществляет расчеты выбросов СО₂ отдельно от каждой группы и по каждой технологической линии источников. Полученные значения выбросов СО₂ суммируются.

14. Оператор установки использует уголь и кокс с различным содержанием золы, связанного углерода и летучих веществ. При этом, количество углерода в карбонатных рудах и шлакообразующих материалах меняется. Поэтому самый точный расчет выбросов СО₂ основан на общем количестве углерода, содержащегося в восстановителях, электродной массе, рудах, шлакообразующих материалах и продуктах.

15. Показатель: выбросы CO₂ от производства ферросплавов;

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_СО2= ∑i(M_восст.i x CCодержание_восст.i)x 44/12 + ∑h(M_руда,h x CCодержание_руда.h) х 44/12 + ∑j(M_{шлакообр.j} x CCодержание_{шлакообр.j}) х 44/12- ∑k (M_{продукт.,k} x CCодержание_{продукт,k}) х 44/12 - ∑d (Mисходящий _{непродукт.,}d x CCодержание_{исходящий непродукт},поток, d) х 44/12 (6),

где:

E_CO2 – выбросы CO₂ от производства ферросплавов, тонн СО₂;

M_восст.i – масса восcтановителя , тонны;

CCодержание_восст.i – углеродное содержание восстановителя i, определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством РК, тонны С/тонну восстановителя;

M_руда,h –масса руды h, тонны;

CCодержание_руда.h – углеродное содержание руды h, тонны С/тонну руды.

M_{шлакообр.j} - масса шлакообразующего материала j, тонны;

CCодержание_{шлакообр.j} - углеродное содержание шлакообразующего y материала j, тонн С/тонну шлакообразующего материала. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

M_{продукт.,k}- масса продукта k, тонны;

CCодержание_{продукт, k} - углеродное содержание продукта k, тонны С/тонну продукта. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

Mисходящий_{непродукт.},d - масса непродуктового исходящего потока d, тонны;

CCодержание_{исходящий непродукт}, поток, d - углеродное содержание непродуктового потока d, тонны С/тонну. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

44/12 – коэффициент умножения для получения массы СО₂, выделившегося от каждой единицы массы общего израсходованного углерода.

При единице измерения - тонна, округление производится до двух цифр после запятой.

16. При расчете общего содержания углерода в восстановителях с помощью анализа зольности и процента летучих веществ, показатель рассчитывается следующим образом.

Показатель: углеродное содержание восстановителя;

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

C_{Cодержаниевосст.i} =F_фикс.C,i + F_{летучие,jх} С_v (7),

где:

C_{Cодержаниевосст.i} – углеродное содержание восстановителя i, тонны С/тонну восстановителя;

F_фикс.C,i – массовая фракция фиксированного С в восстановителе i, тонны С/тонну восстановителя;

F_{летучие,j} – массовая фракция летучих веществ в восстановителе i, тонны летучих веществ/тонну восстановителя;

С_v – углеродное содержание летучих веществ, тонны С/ тонну летучих веществ. При отсутствии другой информации применяют С_v = 0,65 для угля и 0,80 для кокса.

При единице измерения - тонна, округление производится до двух цифр после запятой.

17. При расчете выбросов CH₄ от производства ферросилиция используются прямые измерения, а не коэффициенты выбросов

Показатель: выбросов CH₄ от производства ферросилиция

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_CH4, ферросилиций = S × E_{x, ферросилиций}, (8),

где:

E_CH4, ферросилиций – выбросы СН₄ от производства ферросилиция, тонн CH₄;

S - количество произведенного ферросилиция, тонн

E_{хферросилиций} – коэффициент выброса согласно таблице 5 приложения к настоящей Методике, кг СН₄/тонну произведенного ферросилиция,

При единице измерения - тонна, округление производится до трех цифр после запятой.

18. В таблицах 5 и 6 приложения к настоящей Методике представлены значения коэффициентов выбросов СО₂ и СН₄ для производства ферросплавов. Для их использования оператор установки корректирует их в соответствии с собственными данными либо применения значений согласно таблице 6 приложения к настоящей Методике при полном соответствии указанных значений и собственных значений на установке.

19. Выбросы от производства ферросплавов с использованием древесины или другой биомассы в качестве топлива или восстановителя, не учитываются в расчетах выбросов СО₂, поскольку углерод древесины является биогенным.

20. При отсутствии необходимых данных о содержании углерода в настоящей методике, допускается использование справочных данных из других источников информации с обязательной ссылкой на источник информации.

21. При наличии производственных процессов, не включенных в настоящую методику, оператор установки использует международные методики по расчету выбросов парниковых газов.

Глава 4. Расчеты выбросов парниковых газов от установок по производству свинца

22. В Республике Казахстан для производства свинца, в основном, применяется способ прямой плавки, спекания/плавки, а также вторичное производство очищенного свинца из рециклированного свинца, из отработанных свинцовых аккумуляторов

23. Для производства свинца оператор установки использует различные типы печей в соответствии с таблицей 7 приложения к настоящей Методике и количество восстановителей (уголь, природный газ и доменный кокс; в электропечах сопротивления используется нефтяной кокс) с различным содержанием золы и связанного углерода. При этом, количество углерода в карбонатных рудах и шлакообразующих материалах меняется. Поэтому самый точный расчет выбросов СО₂ основан на количестве и составе восстановителя, шлакообразующих материалах и других технологических материалах.

24. Показатель: выбросы СО₂ от производства свинца;

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_СО2= ∑ni=1(M_{восст.i x} CCодержание_{восст.i)}x44/12 + ∑nj=1(M_{шлакообр.j} x CCодержание_{шлакообр.j})х44/12 - ∑(M_прод, x CCодержание_Pb) х 44/12 , (9),

где:

E_CO2 – выбросы CO₂ от производства свинца, тонн СО₂;

M_восст.i – количество i-того восстановителя, тонны;

CCодержание_восст.i – углеродное содержание i-того восстановителя, тонн С/ тонну восстановителя. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

M_{шлакообр.j} - масса j-того шлакообразующего и/или флюсующего материала, тонны;

CCодержание_{шлакообр.j} - углеродное содержание j-того шлакообразующего материала, тонн С/тонну шлакообразующего материала. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

M_{продукт.,k} - масса k-того продукта процесса, тонны;

CCодержание_{продукт, k} - углеродное содержание k-того продукта процесса, тонны С/тонну продукта. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

При невозможности проведения лабораторных анализов, оператор установки использует показатели в соответствии с таблицами 7 и 8 приложения к настоящей Методике либо справочную информацию с указанием ссылки на использованные справочные материалы.

При единице измерения - тонна, округление производится до двух цифр после запятой.

25. При наличии производственных процессов, не включенных в настоящую Методику, оператор установки использует международные методики по расчету выбросов парниковых газов.

Глава 5. Расчеты выбросов парниковых газов от установок по производству цинка

26. В Республике Казахстан первичное производство цинка осуществляется гидрометаллургическим способом, который не дает неэнергетических выбросов СО₂. Однако в Казахстане также существует вторичный способ производства цинка в вельц-печах при котором происходят выбросы парниковых газов СО₂

27. Показатель: выбросы СО₂ от производства цинка

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_СО2 = ∑i (M_восст.i x C_{Cодержание}_восст.i) x 44/12 - ∑y (М_прод,yxC_{Cодержание,y}) х 44/12 (10),

где:

E_CO2 – выбросы CO₂ от производства цинка из вельц-кеков в вельц-печах, тонн СО₂;

M_восст.i– масса i-того восcтановителя, тонны;

C_{Cодержаниевосст.i} – углеродное содержание i-того восстановителя, тонны С/тонну восстановителя;

M_{продукт.,у}- масса у-го продукта процесса, тонны;

C_{Cодержание, у}- углеродное содержание у-того продукта процесса, тонны С/тонну продукта.

44/12 – коэффициент умножения для получения массы СО₂ выделившегося от каждой единицы массы общего израсходованного углерода.

При единице измерения - тонна, округление производится до двух цифр после запятой.

28. При невозможности проведения лабораторных анализов, оператор установки использует показатели в соответствии с таблицами 7 и 8 приложения к настоящей Методике либо справочную информацию с указанием ссылки на использованные справочные материалы

	Приложение к Методике по расчету выбросов парниковых газов по производству алюминия, ферросплавов, свинца и цинка
	Таблица 1

Технологические параметры для электролизеров с предварительно обожженным анодом

Технологические параметры для электролизеров с предварительно обожженным анодом	Коэффициенты на основе данных Международного алюминиевого института	Коэффициенты, рекомендованные к использованию на предприятиях РК при использовании технологии электролиза на электролизерах с предварительно обожженными анодами, оснащенными высокоэффективной системами удаления газов, центральной загрузкой и точечным питанием глинозема
		Нижний	Средний	Верхний
Нетто–потребление на тонну алюминия, тонн углерода/тонн алюминия	0,56	0,415	0,43	0,44
Содержание серы, %	2	0,6	1,8	3,0
Содержание золы, %	0,4	3,0	3,77	4,54

Таблица 2

Технологические параметры, используемые для оценки выбросов СО₂ от сжигания летучих веществ смолы

Параметр	Метод уровня²		Метод уровня³
Параметр	Источник данных	Неопределенность (+/- %)	Источник данных	Неопределенность (+/- %)
GA: начальный вес необожженных анодов (тонны необожженных анодов в год)	Данные отдельных предприятий	2	Данные отдельных предприятий	2
Hw : содержание водорода в необожженных анодах (тонны)	Использовать типичное значение для данной промышленности = 0,005 × GA	50	Данные отдельных предприятий	10
BA: производство обожженных анодов (тонны в год)	Данные отдельных предприятий	2	Данные отдельных предприятий	2
WT: собранные отходы дегтя (тонны) а) печи Райдхаммера б) все другие печи	Использовать типичное значение для данной промышленности, а) 0,005 × GA б) незначительно	50	Данные отдельных предприятий	20

Таблица 3

Технологические параметры, используемые для оценки выбросов СО₂ от загрузки печи обжига

Параметр	Метод уровня²		Метод уровня³
Параметр	Источник данных	Неопределенность (+/- %)	Источник данных	Неопределенность (+/- %)
РСС: потребление кокса (тонны / тонну обожженных анодов в год)	Использовать типичное значение для данной промышленности 0,015	25	Данные отдельных предприятий	2
BA: производство обожженных анодов (тонны в год)	Данные отдельных предприятий	2	Данные отдельных предприятий	2
Spc: содержание серы в коксе загрузки печи (вес.%)	Использовать типичное значение для данной промышленности 2	50	Данные отдельных предприятий	10
Золаpc: содержание золы в коксе загрузки, (вес. %)	Использовать типичное значение для данной промышленности 2,5	95	Данные отдельных предприятий	10

Таблица 4

Угловые коэффициенты для CF₄ и C2F₆ для расчета выбросов ПФУ по различным технологиям

Сноска. Таблица 4 - в редакции приказа Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Технология^a	Угловой коэффициент^b,c для CF₄ кг/тонн, (килограмм CF₄/ тонн алюминия) / (минуты анодного эффекта/ ванно-сутки)			Коэффициент перенапряжения^b,c,d, [(кг_CF4/T_Al)/ (мB)]		Весовое соотношение C₂F₆ / CF₄
Технология^a	CF₄	Неопределенность, (+/-) %	CF₄		Неопределенность, (+/-) %	C₂F₆ / CF₄	Неопределенность, (+/-) %
GWPB	0,143	6	1,16		24	0,121	11
SWPB	0,272	15	3,65		43	0,252	23
VSS	0,092	17	Не применяется		Не применяется	0,053	15
HSS	0,099	44	Не применяется		Не применяется	0,085	48
Примечание: ^a Центральное предварительное спекание (GWPB), боковое предварительное спекание (SWPB), вертикальный метод Стада Содеберга (VSS). ^b Источник: измерения, переданные в IAI, измерения финансируемые US EPA, измерения различных заводов. ^c В каждом угловом коэффициенте напряжения заложено предположение о соотношении выбросов по разным технологиям: GWPB 98 %, SWPB 90 %, VSS 85 %, HSS 90 %. Эти проценты были предложены на основании измерений фракции ПФУ, измерений выхода по газу фтору и заключения экспертов. ^d Указанные коэффициенты отражают измерения, проведенные на нескольких предприятиях, регистрирующих положительное перенапряжение, и на других предприятиях, регистрирующих алгебраическое перенапряжение. В настоящее время не установлено устойчивое соотношение между положительным и алгебраическим перенапряжением. Положительное перенапряжение должно давать лучшую корреляцию с выбросами ПФУ, чем алгебраическое перенапряжение. Коэффициенты перенапряжения не применяются к технологиям VSS и HSS.

Таблица 5

Коэффициенты выбросов СН₄ (кг СН₄ / на тонну продукта)

Выбросы	Сплав	Способ производства
Выбросы	Сплав	Загрузка шихты партиями	Непрерывная загрузка шихты1)	Непрерывная загрузка шихты > 750⁰С²)
СН4	Si -металл	1,5	1,2	0,7
	FeSi 90	1,4	1,1	0,6
	FeSi 75	1,3	1,0	0,5
	FeSi 65	1,3	1,0	0,5
1) Непрерывная загрузка – это постоянная загрузка шихты через каждую минуту; 2) Измерение температуры в каналах отходящего газа, при невозможности термопара "видеть" сжигание в колпаке печи

Таблица 6

Коэффициенты выбросов СО₂ для производства ферросплавов (тонны СО₂ /тонну восстановителя)

Восстановитель (применение)	Коэффициент выбросов
Уголь (для FeSi и кремниевых сплавов)	3,1
Уголь (для других ферросплавов)	см.ниже *
Кокс (для FeMn и SiMn)	3,2 - 3,3
Кокс (для Si иFeSi )	3,3 – 3,4
Кокс (для других ферросплавов)	см.ниже *
Термически обработанные электроды	3,54
Электродная масса	3,4
Нефтяной кокс	3,5
*Составителям кадастра рекомендуется использовать значения специфические для конкретного производителя, основанные на среднем значении для смеси угля и/или кокса для конкретного производителя ферросплавов. Источник: Olsen (2004), Lindstad (2004); МГЭИК, 2006г.

Таблица 7

Углеродное содержание материалов, используемых при производстве свинца и цинка (кг углерода /кг продукции)

Технологические материалы	Углеродное содержание
Доменный газ	0,17
Древесный уголь*	0,91
Уголь1	0,67
Каменноугольный деготь	0,62
Кокс	0,83
Газ из камерных печей	0,47
Коксующийся уголь	0,73
Углеродные электроды ЭДП2	0,82
Углерод шихты ЭДП3	0,83
Топливное масло4	0,86
Газовый кокс	0,83
Природный газ	0,73
Нефтяной кокс	0,87
Источник: значения углеродного содержания представлены в таблицах 1.2 и 1.3 в главе 1 Тома 2 (Энергетика) МГЭИК, 2006 г. Примечания: ¹ – для других видов битумозного угля; ² – при условии, что 80 % составляет нефтяной кокс и 20 % -каменноугольный деготь; ³ – для кокса коксовой печи; ⁴ – для газового/дизельного топлива * Количество выбросов СО₂ от древесного угля рассчитывается с использованием этого значения углеродного содержания, но в национальных кадастрах ПГ его следует указать равным 0 (см. раздел 1.2 Том 1 МГЭИК, 2006 г.)

Таблица 8

Содержание углерода в углеродосодержащих технологических материалах в металлургическом производстве

Технологические материалы	Углеродное содержание, тонн углерода/тонн
Коксовый шлам	0,2239
Колошниковая пыль	0,204
Смола каменноугольная	0,91
Бензол	0,92
Нафталин	0,94
Известняк	0,12
Доломит	0,13
Чугун	0,04
Чугунный лом	0,04
Сталь	0,01
Железный лом	0,01

Приложение 7 к приказу
Министр экологии
и природных ресурсов
Республики Казахстан
от 17 января 2023 года № 9

Методика по расчету поглощения парниковых газов в лесном хозяйстве

Глава 1. Общие положения

1. Настоящая Методика по расчету поглощения парниковых газов в лесном хозяйстве (далее – Методика) разработана в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Экологического кодекса Республики Казахстан и предназначена для расчета поглощения парниковых газов 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. Для проектов по поглощению парниковых газов в лесном хозяйстве используются 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:

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 расчете поглощения парниковых газов и подготовки проектов используются утвержденные национальные показатели для оценки величины поглощения или эмиссии парниковых газов, связанных с проектной деятельностью (при их наличии), либо международные показатели, МГЭИК и методологиями, в рамках 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 Правил одобрения углеродного офсета и предоставления офсетных единиц, утвержденных Приказом и.о. Министра экологии, геологии и природных ресурсов Республики Казахстан (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 25074).

5. Расчет поглощения парниковых газов базового уровня проекта Согласно Правилам одобрения углеродного офсета и предоставления офсетных единиц, утвержденных приказом и.о. Министра экологии, геологии и природных ресурсов Республики Казахстан (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 25074), заявитель проекта описывает Базовый сценарий.

Для описания Базового сценария определяются границы проекта:

6. Определение границ проекта

Проектная деятельность охватывает более чем один участок земли. Каждый участок географически определяется. Граница определяется для каждого отдельного участка. Каждый отдельный участок определяется 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 ПГ согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике.

7. Выбор наиболее вероятного сценария для базовой линии. Участники проекта определяют 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.

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

1) Определяется сумма запаса углерода по каждой страте:

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

b) 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 международным параметрам.

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

9. 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:

– сумма изменения запаса углерода в живой биомассе деревьев для года t, тонн СО₂;

– среднегодовое изменение запаса углерода в живой биомассе деревьев для страты i вида j, тонн СО₂;

– среднегодовое изменение запаса углерода в живой биомассе деревьев для страты i вида j в отсутствие проектной деятельности, тонн СО₂; i – страта;

j – вид деревьев;

t – единичный отрезок времени периода кредитования.

Для страт без растущих деревьев - равна нулю.

Для страт с редко растущими деревьями - рассчитывается следующими методами. Выбор метода обусловлен доступностью первичных данных.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

10. 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:

– среднегодовое изменение запаса углерода в живой биомассе деревьев для страты i вида j, тонн СО₂;

– среднегодовой рост запаса углерода в живой биомассе деревьев для страты i вида j, тонн СО₂;

– среднегодовое снижение запаса углерода в живой биомассе деревьев для страты i вида j, тонн СО₂.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

11. 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:

– среднегодовой рост запаса углерода в живой биомассе деревьев для страты i вида j, тонн СО₂;

– площадь страты i вида j, гектар;

– среднегодовое увеличение общей сухой биомассы живых деревьев для страты i вида j, тонн сухого вещества на гектар;

– содержание углерода в виде j, тонн С;

44/12 – соотношение молекулярной массы с СО₂ и углероде, безразмерно.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

12. 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:

где:

– среднегодовое увеличение наземной сухой биомассы живых деревьев для страты i вида j, тонн сухого вещества на гектар;

– соотношение корней и побегов, соответствующее росту по видам j, безразмерно; – среднегодовое увеличение объема товарной древесины живых деревьев для страты i вида j, м³;

– базовая плотность древесины по видам j, тонн на м³;

– коэффициент разрастания биомассы для конвертации годового чистого увеличения (включая кору) в товарной древесине к увеличению общей наземной биомассы по видам j согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, безразмерно.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

13. 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:

где:

– среднегодовой рост запаса углерода в живой биомассе деревьев для страты i вида j, тонн СО₂;

– совокупный запас углерода в живой биомассе деревьев для страты i вида j, в момент времени 2, тонн С;

– совокупный запас углерода в живой биомассе деревьев для страты i вида j, в момент времени 1, тонн С;

T – количество лет между моментами 2 и 1;

- запас углерода в наземной части живой биомассы деревьев для страты i вида j, тонн С;

- запас углерода в подземной части живой биомассы деревьев для страты i вида j, тонн С;

– площадь страты i вида j, гектар;

– объем товарной древесины страты i вида j, м³ на гектар;

– базовая плотность древесины по видам j, тонн на м³;

содержание углерода в виде j, тонн С;

– соотношение корней и побегов, соответствующее росту по видам j, безразмерно.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

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

Методы 1 и 2 равнозначны по критериям прозрачности и консервативности. Выбор метода определяется доступными параметрами для расчета. Объем товарной древесины и среднегодовое увеличение объема товарной древесины живых деревьев рассчитывают, основываясь на количестве деревьев и национальной/местной кривой/таблице роста, которая обычно доступна в органах, осуществляющих инвентаризацию лесов. Базовая плотность древесины по видам j, коэффициент разрастания биомассы, содержание углерода и соотношение корней и побегов, соответствующее росту по видам j, являются региональными и видоспецифическими.

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).

При отсутствии информации по видовой спецификации, используется спецификация 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 подтверждают любой доступной местной информацией, что выбор значений не ведет к недооценке поглощения парниковых газов по базовой линии. Местные данные, используемые для подтверждения, 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.

Деревья по сценарию базовой линии не являются деревьями в лесу, следовательно, для них используются более высокие параметры роста, нежели для деревьев в лесу.

Глава 2. Расчет поглощения парниковых газов

14. При выборе значений параметров и оценок участники проекта руководствуются консервативным подходом, то есть при различных значениях параметра, выбирают значение, которое не ведет к завышенной оценке годового нетто-поглощения парниковых газов или недооценке нетто-поглощения парниковых газов по базовой линии.

15. 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 (DCi,j,protect) рассчитывается с помощью двух методов. Однако, когда применяется метод углеродных потерь-выгод для расчета среднегодового сокращения запаса углерода вследствие потерь биомассы живых деревьев для страты i вида j (DCL,ij) следующим способом:

16. 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:

где:

– среднегодовое сокращение запаса углерода вследствие потерь биомассы живых деревьев для страты i вида j, тонн С;

– годовые потери углерода по причине коммерческих вырубок биомассы живых деревьев для страты i вида j, тонн С;

– годовые потери углерода по причине сбора древесного топлива биомассы живых деревьев для страты i вида j, тонн С.

– годовые естественные потери углерода биомассы живых деревьев для страты i вида j, тонн С;

– ежегодно получаемый объем товарной древесины для страты i вида j, м³ в год;

– базовая плотность древесины по видам j, тонн на м3; – коэффициент разрастания биомассы для конвертации годового чистого увеличения (включая кору) в товарной древесине к увеличению общей наземной биомассы по видам j согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, безразмерно;

– содержание углерода в виде j, тонн С;

– годовой объем сбора древесного топлива с живых деревьев для страты i вида j, м³ в год;

– площади, затронутые нарушениями для страты i вида j, гектаров в год;

– доля биомассы живых деревьев для страты i вида j, затронутая нарушениями, безразмерно;

– средний запас биомассы живых деревьев для страты i вида j, тонн на гектар.

Примечание: двойной счет по показателям Lfuelwood, ij и Lfellings, ij не применим.

Сбор сухостоя и древесного мусора с подстилки к данным показателям отношения не имеет, т. к. данные углеродные пулы методологией не учитываются.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

17. Оценка выбросов парниковых газов по источникам. Проектная деятельность по облесению/лесовосстановлению вызывает эмиссию парниковых газов в пределах границ проекта. Эмиссии СО₂, СН₄ и N₂O являются результатом следующей деятельности:

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

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

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

4) эмиссия N₂O, вызванная использование азотсодержащих удобрений.

18. 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:

GHG_E=E_FuelBurn+E_biomassloss+E_bio,assloss+E_Non-CO2,B_iomassBurn+N₂O_direct-N_fertilizer (14),

где:

GHG_E – эмиссии парниковых газов в результате реализации проекта в пределах границ проекта, тонн СО₂ в год;

E_FuelBurn – эмиссия СО₂ от сжигания ископаемого топлива в пределах границ проекта, тонн СО₂ в год;

E_biomassloss – эмиссии СО₂ в результате сокращения запаса углерода в живой биомассе недревесной растительности, тонн СО₂ в год. Это единовременная потеря, поэтому учитывается один раз в первый точке мониторинга;

E_{Non-CO2,BiomassBurn} – эмиссии парниковых газов, отличных от СО₂, в результате сжигания биомассы в пределах границ проекта, тонн СО₂-эквивалента в год;

N₂O_{direct-Nfertilizer} – эмиссия N₂O в результате прямого использования азота в пределах границ проекта, тонн СО₂-эквивалента в год.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Оцениваемая конечная антропогенная абсорбция поглотителями по базовому сценарию.

19. 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:

E_FuelBurn – эмиссия СО₂ от сжигания ископаемого топлива в пределах границ проекта, тонн СО₂ в год;

CSP_diesel – объем потребления дизеля, литров в год;

F_diesel– эмиссия от дизеля, кг СО₂ в год;

CSPgasoline – объем потребления бензина, литров в год;

EF_gasoline– эмиссия от бензина, кг СО₂ в год;

0,001– коэффициент перевода килограмм в тонны СО₂.

Участники проекта используют национальные данные по эмиссии СО₂ либо международные значения при отсутствии национальных значений.

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.

20. 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:

E_biomassloss – эмиссии СО₂ в результате сокращения запаса углерода в живой биомассе недревесной растительности, тонн СО₂ в год;

Ai – общая площадь страты i, гектар;\

B_non-tree,i – средний запас недревесной биомассы на землях, подлежащих засадке по проекту, для страты i, тонн сухого вещества;

CF_non-tree x – содержание углерода в сухой биомассе недревесной растительности, тонн С на тонну сухого вещества;

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

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Расчет эмиссий парниковых газов от сжигания биомассы

При использовании метода подсеки для подготовки местности, в результате выделяются парниковых газов, отличные от СО₂.

21. 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:

E_{non-CO2,BiomassBurn}=E_{BiomassBurnN2O}+E_{BiomassBurn, CG4} (17),

где:

E_{non-CO2,BiomassBurn} – рост эмиссии парниковых газов, отличных от СО₂, в результате сжигания биомассы при подсеке, тонн СО₂-эквивалента в год;

E_{BiomassBurnN2O} – эмиссия N₂O сжигаемой при подсеке биомассы, тонн СО₂ в год;

E_{BiomassBurn, CG4} - эмиссия СН₄ сжигаемой при подсеке биомассы, тонн СО₂ в год.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

22. 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:

E_{biomassBurn.C} – потери запасов углерода в наземной биомассе в результате подсеки, тонн С в год;

N/^Cratio – соотношение азота к углероду, безразмерно;

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

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

ER_N20 – установленный МГЭИК уровень эмиссии N₂O = 0.007;

ER_CH4 – установленный МГЭИК уровень эмиссии СН₄ = 0.012;

GWP_N20 – потенциал глобального потепления для N₂O;

GWP_CH4 – потенциал глобального потепления для СН₄, кг СО₂-эквивалента на кг СН₄-эквивалента.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

23. 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:

EbiomassBurn,C= ∑iAburn,i x Bi x CE x CF (20),

где:

EbiomassBurn,C – потери запасов углерода в наземной биомассе в результате подсеки, тонн С в год;

Aburn,i – площадь подсеки для страты i, гектаров в год;

Bi – средний запас наземной биомассы до сжигания для страты i, тонн сухой массы на гектар;

CE – эффективность сжигания, безразмерно, установлено МГЭИК – 0,5;

CF – доля углерода в сухой биомассе, тонн С на тонну сухого вещества.

При невозможности определить эффективность сжигания, используют 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 применяется повышенный коэффициент, при наличии.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

24. 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:

N₂O_{direct-Nfertillizer}= [(F_SN+F_ON) x EF₁] x 44/28 x GWP_N2O (21),
F_SN = N_{SN-Fert x} (1 – Frac_GASF) (22),
F_ON = N_ON-Fertx (1 – Frac_GASF) (23),

где:

N_{2Odirect-Nfertillizer} – прямая эмиссия N₂O в результате применения азота в пределах границ проекта, тонн СО₂-эквивалента в год;

F_SN – масса синтетического азотного удобрения, скорректированная на испарение в качестве NH3 и NOx, тонн азота в год;

F_ON – годовая масса органического азотного удобрения, скорректированная на испарение в качестве в качестве NH3 и NOx, тонн азота в год;

N_SN-Fert – масса синтетического азотного удобрения, тонн азота в год;

N_ON-Fert – масса органического азотного удобрения, тонн в год;

E_F1 - коэффициент эмиссии от азотсодержащих компонентов, тонн N₂O – N к тоннам N;

Frac_GASF – часть, испаряемая как NH3 и NOx для синтетических удобрений, безразмерно;

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

GWPN2O – потенциал глобального потепления для N₂O, кг СО₂-эквивалента на кг N₂O-эквивалента.

Коэффициент эмиссии составляет 1,25 % от внесенной массы азота. Это значение применяется при отсутствии более точных коэффициентов.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

25. 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:

DC_ACTUAL= ∑i∑jDCij - GHG_E (24),

где:

DC_ACTUAL – фактическое чистое поглощение парниковых газов, тонн СО₂-эквивалента в год;

DCij – среднегодовое изменение запаса углерода в живой биомассе деревьев для страты i вида j, тонн СО₂ в год.

GHG_E – эмиссия парниковых газов по источникам в пределах границ проекта в результате реализации проекта, тонн СО₂-эквивалента в год.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Параграф 1. Расчет поглощения парниковых газов от утечек

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

27. 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:

LK_Vehicle, CO₂ = ∑_i∑_j (EF_ij x FuelConsuption_ij)/1000 (25), FuelConsuption_ij= n_ij x k_ij x e_ij (26),

где:

LK_Vehicle, CO₂ – совокупная эмиссия парниковых газов вследствие сжигания ископаемого топлива транспортными средствами, тонн СО₂-эквивалента в год;

I – тип транспортного средства;

J – тип топлива;

EF_ij – коэффициент эмиссии для транспортного средства i с топливом j, кг СО₂ на литр;

FuelConsuptioni – потребление топлива транспортного средства i с топливом j, литр;

n_ij – количество транспортных средств;

k_ij – пробег каждого транспортного средства i с топливом j, км;

e_ij – средний расход топлива транспортного средства i с топливом j, литр на км.

Используются специфические для страны коэффициенты эмиссии, при наличии. При их отсутствии используются значения международных методик.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Параграф 2. Расчет ожидаемого поглощения парниковых газов
при увеличении конечной антропогенной абсорбции поглотителями

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

29. 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:

CP_roject = C_ACTUAL – C_BSL - LK_Vehicle, CO₂ (27),

где:

CP_roject – чистое антропогенное поглощение парниковых газов, тонн СО₂-эквивалента в год;

C_ACTUAL – фактическое чистое поглощение парниковых газов, тонн СО₂-эквивалента в год;

C_BSL – чистое поглощение парниковых газов по базовой линии, тонн СО₂-эквивалента в год;

LK_Vehicle, CO₂ – совокупная эмиссия парниковых газов вследствие сжигания ископаемого топлива транспортными средствами, тонн СО₂-эквивалента в год.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

30. В ходе мониторинга поглощения демонстрируется, что площадь земельных участков по проекту соответствует заявленной в документации площади.

Для этого проводятся следующие процедуры:

1) полевое обследование фактических границ проектной деятельности по каждому участку;

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

3) проверка соответствия фактических границ проекта с описанием в проектной документации;

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

31. Граница проекта подлежит периодическому мониторингу на протяжении всего периода, так как появляются случаи обезлесивания территории проекта. При обнаружении факта обезлесенные территории определяются. При неэффективности облесения на каких-то участках, данный факт документируется.

32. Для удостоверения соответствия качества посадок указанным в проекте и должного их проведения следующие процедуры проводятся в течение первых трех лет посадок:

1) подтвердить, что подготовка местности и почв прошла в соответствии с проектом. При предварительном удалении какой-либо растительности, рассчитываются выбросы;

2) 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; проводится повторная посадка при уровне выживаемости менее 90 %;

2) завершающая проверка проводится через три года после посадки;

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

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

5) обследовать и проверить соответствие видового состава страт и субстрат проекту.

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

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

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

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

4) проверка и подтверждение факта, что территории рубки вновь засаживаются или вновь засеваются непосредственно сразу после рубки, при применении непосредственного лесонасаждения или засевания;

5) проверка и удостоверение факта существования благоприятных условий для естественного восстановления, при естественном восстановлении земли под рубку.

34. 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, территория проекта стратифицируется. Это позволяет 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.

35. Предварительная стратификация выполняется согласно следующему алгоритму:

1) Оценка ключевых факторов, влияющих на запас углерода в наземных и подземных пулах. Эти факторы включают 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:

a) карты и/или таблицы классификации местности;

b) самые свежие аэрофотоснимки/спутниковые снимки/карты;

c) типы почв, материнская порода и карты почв;

d) информация по ландшафту и/или карты;

e) интенсивность эрозии почв;

f) 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 переходят на следующий. Например, при значительном изменении климата в пределах границ проекта, стратификация начинается с климатических различий. При ключевом факторе второго уровня – почва, тогда страта, полученная на первом уровне раздробляется в соответствии с вариацией почв. Лучше всего стратификацию реализовывать на базе GIS путем наложения карт вариаций ключевых факторов.

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

a) произрастающих деревьев, при наличии: 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);

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

c) 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;

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

f) проведение анализа различий по ключевым факторам, указанным выше. При различиях внутри предварительно определенной страты, проводится более тщательное полевое исследование и рассматривается 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, разделяется на две и более страт. С другой стороны, страты со сходными характеристиками объединяются в одну. Отдельная страта значительно отличается 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 выделяются в отдельную страту. С другой стороны, факторы местности и почв не формируются гарантированно в отдельную страту, при базовой линии по одинаковому сценарию деградации и отсутствию антропогенного влияния, и при накоплении углерода в наземной и подземной биомассе схожему 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, внутри одной страты расчет запасов углерода указывает на существование двух субстрат. Также, две разные страты достаточно похожи и позволяют сформировать единую страту. Следующие факторы учитываются при последующей стратификации:

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

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

36. Разница в изменении запаса углерода по каждой страте и субстрате после первой точки мониторинга. Страты и субстраты группируются в одну страту, при одинаковом запасе углерода, изменения запаса углерода и пространственного расположения.

37. 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, лучше 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 подлежат вырубке на весь период мониторинга. В идеале, обслуживающий проект персонал не знает о местоположении участков. И при применении маркировки на местности, она незаметна.

38. 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).

39. 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);

Sh– стандартное распределение страты h;

nh– количество участков на страту пропорционально

;

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.

40. Стандартное распределение каждой страты (Ch) определяется с использованием результатов инвентаризации леса на похожем участке, применяя объем роста или данные по биомассе деревьев. Иначе, при такие данные недоступны, используется 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 при расчетном n <30, то использовать новое n для получения нового t и провести перерасчет. Этот процесс продолжается 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 рассчитывается как часть оценки фактического чистого поглощения парниковых газов, описанной в методике определения базовой линии.

41. 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 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.

42. Единичные участки распределяются максимально равномерно. Например, при трех географически разделенных территорий в страте, 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, при делении 6,3 участка, тогда 6 участков приписывается этой местности, а 0,3 участка переносится в другую.

Представление данных о мониторинге в отчете о реализации офсетного проекта согласно приложению 5 Правил одобрения углеродного офсета и предоставления офсетных единиц, утвержденных приказом Министра экологии, геологии и природных ресурсов РК (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 25074).

Параграф 3. Особенности учета поглощения парниковых газов в управлении лесами

43. Расчет антропогенного нетто-снижения выбросов парниковых газов.

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

-годовая величина нетто-снижения выбросов парниковых газов в году t, тонн СО₂-эквивалента;

– годовая величина выбросов парниковых газов по базовому сценарию в году t, тонн СО₂-эквивалента;

– годовая величина выбросов парниковых газов по проекту в году t, тонн СО₂-эквивалента;

– годовая величина утечек в году t, тонн СО₂-эквивалента.

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.

44. 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 учитываются следующие углеродные пулы:

a) надземная биомасса (деревья) – включается;

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

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

d) мертвая древесина – включается;

e) опад – не включается;

f) почва– не включается;

g) заготовка древесины – включается.

Источники выбросов и поглощения парниковых газов включают следующие категории:

1) 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);

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

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

45. Оценка выбросов парниковых газов по базовому сценарию (базовой линии). Расчет выбросов парниковых газов по базовому сценарию для проектов управления лесами осуществляется следующим способом.

46. 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

– годовая величина выбросов парниковых газов по базовому сценарию в году t, тонн СО₂-эквивалента;

– годовая величина выбросов парниковых газов от деградации леса в году t, тонн СО₂-эквивалента;

– годовая величина выбросов парниковых газов, связанных с деятельностью по базовому сценарию, в году t, тонн СО₂-эквивалента.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

47. Расчет величины выбросов парниковых газов от деградации леса обычно учитывает несколько основных составляющих: При выборочной рубке (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.

48. 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:

C’_{degradation,t} = (C_DWdecay,t + C_{itHWPoxidation,t}+ C_{growthforegon,t} - C_regrowyh,t) x 44/12 (32),

где:

C’_{degradation,t} – годовая величина выбросов парниковых газов от деградации леса в году t, тонн СО₂-эквивалента;

C_DWdecay,t – годовая величина выбросов парниковых газов от процессов разложения мертвой древесины в году t, тонн С;

C_{itHWPoxidation,t} – годовая величина выбросов парниковых газов от моментальных или долгосрочных процессов окисления заготовленной древесины в году t, тонн С;

C_{growthforegon,t} – годовая величина выбросов парниковых газов в результате прекращения прироста древесной биомассы в году t, тонн С;

C_regrowyh,t – годовая величина увеличение поглощения парниковых газов в результате дополнительного прироста биомассы после осуществления рубок в году t, тонн С;

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.

49. 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:

– годовая величина выбросов парниковых газов от деградации леса в году t для страты j (т С / га);

D – плотность древесины;

CF_wood – коэффициент содержания углерода в биомассе;

– средний объем заготовки деловой древесины (куб м/ га).

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

50. 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:

-средняя величина углерода в деловой древесине на 1 га леса до начала проекта, тонн С/гектар;

– средняя величина углерода в деловой древесине для страты j на 1 га леса до начала проекта, тонн С/гектар;

– площадь проектных лесов по каждой страте j на 1 га леса до начала проекта, гектар;

– суммарная площадь проектных лесов до начала проекта, гектар.

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:

51. 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:

Cmerch,t=0– суммарный объем углерода в деловой древесине до начала проекта, тонн С;

Ċmerch,t=0 – среднее количество углерода в деловой древесине на 1 га на начало проекта, тонн С/гектар;

– площадь заготовок на проектной территории в году t, гектар. 4) место размещения выходной информации: отсутствует.

52. 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:

– суммарный объем углерода в наземной биомассе древесины в году t, тонн С;

– среднее количество углерода в наземной биомассе древесины на 1 га на начало проекта, тонн С/гектар;

53. 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:

– ежегодный объем эмиссии углерода из пула мертвой древесины в году t, тонн С;

– ежегодный объем увеличения углерода в пуле мертвой древесины в году t, тонн С;

k_decay – коэффициент, отражающий скорость деградации в пуле мертвой древесины.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

54. 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:

– увеличение углерода в пуле мертвой древесины в году t, тонн С;

– ежегодный объем углерода в биомассе поврежденной древесины на территории проекта в году t, тонн С;

– ежегодный объем углерода в биомассе вновь образованных древесных отходов на территории проекта в году t, тонн С.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

55. 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:

– объем углерода в биомассе поврежденной древесины на территории проекта в году t, тонн С;

fRSD – доля поврежденной древесины в объеме углерода заготовленной древесины на территории проекта в году t;

– ежегодный объем углерода в биомассе заготовленной деловой древесины на территории проекта в году t, тонн С.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

56. 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:

– объем углерода, дополнительно поступающего в пул мертвой древесины на территории проекта в году t, тонн С;

– доля биомассы обрезков, веток в надземной биомасса заготовленной древесины на территории проекта, которая поступает в пул мертвой древесины;

– ежегодный объем углерода в биомассе заготовленной древесины на территории проекта в году t, тонн С.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

57. 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:

– доля углерода, который остается в пуле мертвой древесины на территории проекта в году t;

– скорость разрушения пула мертвой древесины (в результате процессов гниения и пр.);

t – год после начале реализации проекта.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

58. 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:

– суммарный объем углерода, накопленного в пуле мертвой древесины на территории проекта в году t, тонн С;

– доля углерода, который остается в пуле мертвой древесины на территории проекта в году t;

– объем углерода, накопленного в пуле мертвой древесины на территории проекта в году t, тонн С.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

59. 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:

– суммарный объем выбросов углерода из пула мертвой древесины в году t, тонн С;

– суммарный объем углерода, накопленного в пуле мертвой древесины на территории проекта в году t, тонн С;

– объем углерода, накопленного в пуле мертвой древесины на территории проекта в году t, тонн С.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

60. 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:

– годовой объем выбросов углерода из пула мертвой древесины в году t, тонн С;

– суммарный объем выбросов углерода из пула мертвой древесины в году t, тонн С;

– суммарный объем выбросов углерода из пула мертвой древесины в году t-1, тонн С.

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:

61. 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:

– годовой объем выбросов углерода в результате моментального и долгосрочного окисления древесных продуктов в году t, тонн С;

– годовой объем выбросов углерода в результате моментального окисления древесных продуктов в году t, тонн С;

– годовой объем нетто-выбросов углерода в результате долгосрочного окисления древесных продуктов в году t, тонн С.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

62. 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:

– годовой объем выбросов углерода в результате моментального окисления древесных продуктов в году t, тонн С;

– средний объем углерода в заготавливаемой древесине на 1 га для древесного продукта p (например, лесопильной продукции) в году t, тонн С/гектар;

– коэффициент пересчета заготовленной древесины в древесную продукцию;

– годовая площадь заготовки древесины на территории проекта в году t, гектар.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

63. 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:

- Доля углерода, который сохраняется в долгосрочном пуле древесных продуктов, %

– скорость окисления в долгосрочном пуле древесных продуктов;

t – год после начала реализации проекта.

Значение ежегодного окисления для долгосрочного пула древесных продуктов равно 2%.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

64. 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:

– суммарный объем углерода в долгосрочном пуле древесных продуктов, тонн С;

– доля углерода, остающегося в долгосрочном пуле древесных продуктов в году t;

– накопленный объем углерода, остающийся в долгосрочном пуле древесных продуктов в году t, тонн С.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

65. 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:

– суммарный объем выбросов углерода из долгосрочного пула древесных продуктов, тонн С;

– годовой объем углерода, добавленный в долгосрочный пул древесных продуктов в году t, тонн С;

– суммарный объем углерода в долгосрочном пуле древесных продуктов, тонн С.

4) место размещения выходной информации: отсутствует

66. 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:

– объем углерода, остающегося в долгосрочном пуле древесных продуктов в году t, тонн С;

– суммарный объем углерода в долгосрочном пуле древесных продуктов в году t, тонн С;

– суммарный объем углерода в долгосрочном пуле древесных продуктов в году t-1, тонн С.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

67. 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:

– годовое увеличение запаса углерода в биомасса в результате прироста древесины после проведения рубок в году t, тонн С;

– средний прирост надземной биомассы на 1 гектар/год в году t;

– доля углерода в надземной биомассе деревьев;

– годовая площадь заготовки древесины на территории проекта в году t, гектар.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

68. 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:

C’_emissions,t = E_harvest,t + E_onsiteprep,t + E_hauling,t + Etransport,t + E_processing,t + E_{distibution,t} (52),

где:

– годовые общие выбросы углерода от деятельности по базовому сценарию в году t, тонн СО₂-эквивалента;

E_harvest,t – годовая эмиссия углерода от заготовки древесины в году t, тонн СО₂-эквивалента;

E_onsiteprep,t – годовая эмиссия углерода от подготовки площадок для заготовки древесины в году t, тонн СО₂-эквивалента;

E_hauling,t – годовая эмиссия углерода от вывозки древесины в году t, тонн СО₂-эквивалента;

E_transport,t – годовая эмиссия углерода от транспортировки древесины на место переработки и использования в году t, тонн СО₂-эквивалента;

E_processing,t – годовая эмиссия углерода от потребления электроэнергии на месте переработки древесины в году t, тонн СО₂-эквивалента;

E_{distibution,t} – годовая эмиссия углерода от транспортировки древесной продукции на места дальнейшего использования в году t, тонн СО₂-эквивалента.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

69. 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:

– годовой объем выбросов в году t, тонн СО₂-эквивалента;

– потребление топлива для выполнения операций в году t, кг/м³;

– коэффициент выбросов парниковых газов, тонн СО₂-эквивалента/кг топлива;

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

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

70. 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:

E_el – годовой объем выбросов парниковых газов от потребления электроэнергии в году t, тонн СО₂-эквивалента;

O_el – потребление электроэнергии в году t, кВт-ч;

EF_el – коэффициент выбросов парниковых газов на 1 кВт-ч, тонн СО₂-эквивалента/кВт-ч

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

71. 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.

72. 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:

– эмиссия парниковых газов от деятельности по проекту в году t, тонн СО₂-эквивалента;

– эмиссия парниковых газов от деятельности по управлению и планированию проекта в году t, тонн СО₂-эквивалента;

– эмиссия парниковых газов от деятельности по поездкам для разработки и запуска проекта в году t, тонн СО₂-эквивалента;

– эмиссия парниковых газов от деятельности по мониторингу проекта в году t, тонн СО₂-эквивалента

– потери углерода от природных воздействий в году t, тонн С;

– потери углерода от нелегальных рубок в году t, тонн С;

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

Расчет отдельных показателей проводится аналогично представленным выше формулам. Дополнительно учитывается, что помимо СО₂ при лесных пожарах происходят эмиссии метана и закиси азота, которые имеют 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 связаны с двумя основными источниками:

1) эмиссии углерода в результате деградации лесов при изменении деятельности, которую относят 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.

73. 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:

– эмиссия парниковых газов, связанная с утечками, в году t, тонн СО₂-эквивалента;

– эмиссии парниковых газов в результате деградации лесов при изменении деятельности в году t, тонн С;

– эмиссия парниковых газов от "рыночных" утечек в году t, тонн С;

– эмиссия парниковых газов от переноса деятельности по базовому сценарию на другие земельные участки, управляемые заявителем проекта, в году t, тонн СО₂-эквивалента;

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.

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

При наличии параметров, непредставленных в настоящей методике, заявитель использовать международные.

	Приложение к Методике по расчету поглощения парниковых газов в лесном хозяйстве
	Таблица 1.

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

Источник	Газ	Включен/ Исключен	Описание
Сжигание ископаемого топлива	СО₂	Включен
	CH₄	Исключен	Возможная эмиссия незначительна
	N₂O	Исключен	Возможная эмиссия незначительна
Сжигание биомассы	СО₂	Включен	Учитывается в углеродных пулах
	CH₄	Включен
	N₂O	Включен
Использование удобрений	СО₂	Исключен	Отсутствует
	CH₄	Исключен	Отсутствует
	N₂O	Включен

Таблица 2

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)

Климатическая зона	Тип леса	BCEF	Объем древостоя (м³)
Климатическая зона	Тип леса	BCEF	≤20	21-40	41-100	100-200	≥200
Умеренная	Твердолиственные	BCEFS BCEFI BCEFR	3,0 (0,8-4,5) 1,5 3,33	1,7 (0,8-2,6) 1,3 1,89	1,4 (0,7-1,9) 0,9 1,55	1,05 (0,6-1,4) 0,6 1,17	0,8 (0,55- 1,1) 0,48 0,89
	Сосны	BCEFS BCEFI BCEFR	1,8 (0,6 - 2,4) 1,5 2,0	1,0 (0,65-1,5) 0,75 1,11	0,75 (0,6-1,0) 0,6 0,83	0,7 (0,4-1,0) 0,67 0,77	0,7 (0,4-1,0) 0,69 0,77
	Прочие хвойные	BCEFS BCEFI BCEFR	3,0 (0,7-4,0) 1,0 3,33	1,4 (0,5-2,5) 0,83 1,55	1,0 (0,5-1,4) 0,57 1,11	0,75 (0,4-1,2) 0,53 0,83	0,7 (0,35-0,9) 0,60 0,77
	Саксауловые	BCEFS BCEFI BCEFR

Таблица 3

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

Источник	Газ	Включен/ Исключен	Описание
Сжигание ископаемого топлива	СО₂	Включен
	CH₄	Исключен	Возможная эмиссия незначительна
	N₂O	Исключен	Возможная эмиссия незначительна
Сжигание биомассы	СО₂	Включен	Учитывается в углеродных пулах
	CH₄	Включен
	N₂O	Включен
Использование удобрений	СО₂	Исключен	Отсутствует
	CH₄	Исключен	Отсутствует
	N₂O	Включен

Приложение 8 к приказу
Министр экологии
и природных ресурсов
Республики Казахстан
от 17 января 2023 года № 9

Методика по расчету выбросов парниковых газов от добычи угля

Глава 1. Общие положения

1. Настоящая Методика по расчету выбросов парниковых газов от добычи угля (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) и закиси азота (далее - N₂O) от установок от добычи угля.

2. В Методике используются следующие термины и определения:

1) дегазация – процесс бурения угольных пластов с целью освобождения выбросов метана при подземной добыче угля;

2) вентялиция - средство обеспечения безопасности для уменьшения концентрацию метана в шахтах;

3) субъект квотирования - оператор квотируемой установки;

4) метаноносность угля - среднее взвешенное содержание метана в добываемом угле по данным системы мониторинга;

5) содержание СО₂ в добываемом угле – среднее взвешенное содержание углекислого газа в добываемом угле по данным системы мониторинга.

Глава 2. Расчет выбросов парниковых газов от добычи угля для субъектов квотирования

3. При открытой добыче угля образуются выбросы парниковых газов при осуществлении следующих процессов - добыча угля, выбросы после добычи угля, выбросы при низкотемпературном окислении и эндогенных пожаров.

Сноска. Пункт 3 - в редакции приказа Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

4. При закрытой добыче угля образуются выбросы парниковых газов при осуществлении следующих процессов - добыча угля, дегазация угольных пластов, выбросы после добычи угля, выбросы при низкотемпературном окислении, выбросы от закрытых угольных шахт.

5. Показатель: Выбросы СН₄ при открытой или закрытой добыче угля

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_СН4 = М×В_СН4 × К_СН4 (1),

где:

E_СН4 - выбросы метана при открытой или закрытой добыче угля за отчетный период, тонна;

М - объем добытого угля при открытой или закрытой добыче угля за отчетный период, тонна;

В_СН4 - метаноностность добываемого угля, м₃ СН₄/тонна;

Метаноностность добываемого угля определяется по результатам собственной аттестованной производственной лаборатории или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

КСН₄ - коэффициент преобразования для перевода объемных единиц измерения (м³), в единицы массы (тонны или килограммы), равное 0,67 кг/м³;

Преобразование осуществляется путем учета плотности метана при стандартных условиях атмосферы и температуры в 20°С.

В случае отсутствия данных по метаноностности добываемого угля операторы установок используют данные геологических пластов в соответствии с геологическим паспортом объекта или среднесуточные величины данных системы внутреннего мониторинга по содержанию метана в шахтах в пересчете на 1 тонну добытого угля.

В случае отсутствия данных измерений метаноносности при подземной и открытой добычи угля, операторы установок для всех технологических процессов при добыче угля и после добычи угля используют следующие средневзвешенные коэффициенты выбросов:

средневзвешенный коэффициент СН₄ для подземной добычи угля 28,56 м³/т или 20,478 кг/т кг/т (добыча угля и после добычи);

средневзвешенный коэффициент СН₄ для открытой добычи угля 1,225 м³/т или 0,878 кг/т (добыча угля и после добычи);

КСН₄ - коэффициент преобразования для перевода объемных единиц измерения (м³), в единицы массы (тонны или килограммы), равное 0,717 кг/м³.

Преобразование осуществляется путем учета плотности метана при нормальных условиях атмосферы и температуры в 0°С.

Сноска. Пункт 5 - в редакции приказа Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

6. Для всех технологических процессов при добыче угля и после добычи угля оператор установки использует следующие средневзвешенные коэффициенты выбросов СО₂:

для подземного угля - 3,927 м³/т или 7,679 кг/т (добыча угля и после добычи).

для открытой добычи угля - 0,35м³/т или 0,686 кг/т (добыча угля и после добычи).

СО₂ - коэффициент преобразования для перевода объемных единиц измерения (м³), в единицы массы (тонны или килограммы), равное 1,96 кг/м³;

Преобразование осуществляется путем учета плотности диоксида углерода при нормальных условиях атмосферы и температуры в 0°С.

Сноска. Пункт 6 - в редакции приказа Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

7. При существенном различии объемов СН₄ и СО₂ между бассейнами или пластами, субъект квотирования осуществляет расчеты для каждого вида отдельно и сводит общий баланс углекислого газа за год.

Параграф 1. Расчет выбросов парниковых газов после добычи угля

8. Улетучивание остатков парниковых газов от добытого угля, который находится на складе временного хранения или уже погружен для отправки потребителям является важным этапом в учете основных выбросов парниковых газов от открытой и закрытой разработки.

Показатель: Выбросы СН₄ после открытой или закрытой добыче угля

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_СН4уг = М× С_СН4 × К_СН4, (3)

где:

E_СН4уг - выбросы метана после открытой или закрытой добыче угля за отчетный период, тонна;

М - объем добытого угля за отчетный период, тонна;

С_СН4 – содержание СН₄ в угле после открытой или закрытой добыче угля добычи угля, м³ СН₄/тонна применять только в том случае, если не применяется единый, средневзвешенный коэффициент СН₄ для подземной или открытой добычи угля указанный в пункте 5.

К_СН4 - коэффициент преобразования для перевода объемных единиц измерения (м³), в единицы массы (тонны или килограммы), равное 0,717 кг/м³;

Сноска. Пункт 8 - в редакции приказа Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

9. Показатель: Выбросы СО₂ после открытой или закрытой добыче угля

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_СО2уг = М× С_СО2 × К_СО2 (4)

где:

E_СО2уг. - выбросы СО₂ после открытой или закрытой добыче угля за отчетный период, тонны;

М - объем добытого угля за отчетный период, тонны;

С_СО2 - содержание СО₂ в добытом угле, м³СО₂/тонна применять только в том случае, если не применяется единый, средневзвешенный коэффициент СО₂ для подземной или открытой добычи угля указанный в пункте 6 настоящей Методики.

К_СО2 - коэффициент преобразования для перевода объемных единиц

измерения (м³), в единицы массы (тонны или килограммы), равное 1,96 кг/м³;

10. Субъект квотирования осуществляет расчеты после добычи для каждого из пластов отдельно, а затем сводит общий баланс парниковых газов за год, вследствие существенного изменения объемов парниковых газов от места добычи и разрабатываемого пласта.

11. Расчет выбросов СО₂ от низкотемпературного окисления угля учитывается при расчете выбросов парниковых газов после добычи путем измерений.

Параграф 2. Расчет выбросов парниковых газов при добыче угля от эндогенных пожаров

Сноска. Заголовок паранрафа 2 - в редакции приказа Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).
12. Исключен приказом Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

13. Показатель: Расчет выбросов СО₂ для эндогенных пожаров

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

Е = М *К₁* К₂ * ТНЗ * К₃ * 44/12 *10^-3 (6),

где:

Е - годовой выброс СО₂ для эндогенных пожаров, тонн/год;

М – количество складируемой внутренней вскрыши, тонн/год;

К₁ - коэффициент сгорания внутренней вскрыши, не менее 1 % от общего заскладированного объема внутренней вскрыши в породном отвале.

В случае превышения значения 1 %, оператор установки рассчитывает коэффициент сгорания внутренней вскрыши по следующей формуле:

К₁ = (S * Р* Н) / M (6.1),

где:

К₁ - коэффициент сгорания внутренней вскрыши;

S – площадь пожаров определяемая, согласно измерениям маркшейдерским измерениям за год, м²;

Р – плотность вскрыши согласно данным геологической службы, т/м³;

Н – средняя глубина пожара, определяемая инструментально;

М – количество складируемой внутренней вскрыши, тонн/год.

К₂ - коэффициент окисления углерода в угле, равный 0,98.

ТНЗ - низшая теплотворная способность внутренней складируемой вскрыши, ТДж/ тонн.

Данные по низшей теплотворной способности внутренней вскрыши 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, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

К₃ - коэффициент выбросов углерода, кг/ТДж;

Данные по коэффициенту выбросов углерода 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, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса;

44/12 - коэффициент пересчета углерода в углекислый газ;

10-3- перевод кг в тонны.

Сноска. Пункт 13 - в редакции приказа Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Параграф 3. Расчет выбросов парниковых газов после добычи угля от законсервированных подземных шахт

14. В целях предотвращения скапливания метана и взрыва от него, такие шахты затапливаются. Однако, данный способ не исключает дальнейшего процесса выделения метана из ствола шахты. В зависимости от индивидуальных условий, и глубины разработки метан продолжает выделяться, особенно в первое время после затопления шахты. Это является дополнительным точечным источником выбросов парниковых газов. Данный вид учитывается в общем балансе субъекта квотирования.

15. Показатель: Расчет выбросов от законсервированных шахт

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_ПГш. = 365× С_СО2 × К_СО2, (7),

где:

E_ПГш. - выбросы метана или углекислого газа за отчетный период (год) от законсервированных шахт, тонны;

365 - количество дней в году, за который определяется суммарные концентрации выбросов парниковых газов;

С_пг - содержание СН₄ или СО₂ выделенном газе от законсервированной шахты по показаниям инструментальных наблюдений, м³СО₂/тонна;

К_пг - коэффициент преобразования для перевода объемных единиц измерения (м³), в единицы массы (тонны или килограммы), равное 0,67 кг/м³ для СН₄, 1,83 кг/м³ – для СО₂;

4) место размещения выходной информации: показатель не публикуется в соответствии с пунктом 9 статьи 28 Предпринимательского кодекса Республики Казахстан

Параграф 4. Расчеты выбросов парниковых газов при добыче угля от дегазации подземных пластов и вентиляции шахт

16. Вентиляция шахт и дегазация пластов является источниками выбросов парниковых газов, поэтому учитываются в общем балансе установки.

Поскольку выбросы сильно изменяются, сбор данных измерений выполняется каждые две недели в течение года либо проводятся ежедневные измерения. Наилучшим вариантом мониторинга выбросов является их постоянный мониторинг, который осуществляется в некоторых современных шахтах с длинными забоями.

Так как системы измерения позволяют отследить все источники выбросов, целесообразно разделять подходы по оценки на по типу дальнейшего использования вентиляционный газ и газ, полученный вследствие дегазации угольных пластов.

При отведении и выбросе от угольных разработок неиспользованного вентиляционного газа данные о объемах вентиляции сохраняются, но более нигде не используются для исключения двойного учета. Считается, что в этом случае эти выбросы учитываются при определении количества парниковых газов от добычи угля подземным способом.

Газ, полученный от дегазации пластов учитывается всегда.

17. Выбросы СО₂ за отчетный период (год) от факельного сжигания рассчитываются в соответствии с пунктом 23 методики расчетов выбросов парниковых газов от добычи нефти и газа, разработанной в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Кодекса.

Параграф 5. Расчеты выбросов парниковых газов при добыче угля закрытым способом

18. Показатель: Общие выбросы парниковых газов от добычи угля закрытым способом

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

2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

Е_пг = Е_пгпс + Е_пгуг + Е_пгш + Е_СН4д - Е_СН4ф, (8),

где:

E_ПГ. - общие выбросы парниковых газов от добычи угля закрытым способом, тонны;

Е_пгпс - выбросы парниковых газов от добычи угля подземным способом;

Е_пгуг - выбросы парниковых газов после добычи угля подземным способом, м³СО₂/тонна;

Е_пгш – выбросы метана от законсервированных шахт;

Е_СН4д – выбросы от дренированного метана, сожженного в факеле*;

Учитывается только тот объем дренированного метана, который был использован исключительно на месте для собственных нужд. При транспортировке метана и его передаче другой стороне, данный объем метана не учитывается в общем балансе установки в целях исключения двойного учета.

Е_СН4вф - вентиляционный метан, сожженный в факеле или использованный на собственные энергетические нужды

Учитывается только тот объем вентиляционного метана, который был использован исключительно на месте для собственных нужд. При транспортировке метана и его передаче другой стороне, данный объем метана не учитывается в общем балансе установки в целях исключения двойного учета.

Глава 3. Расчет выбросов парниковых газов при добыче угля для субъектов администрирования

20. Для категорий установок субъектов администрирования, при отсутствии собственных коэффициентов и средства для их определения, для каждого из этапов предлагается использовать коэффициенты для расчета выбросов парниковых газов, указанные ниже.

21. При выбросах СН₄ для субъектов администрирования при добыче угля в подземных шахтах принимаются следующие значения:

Выбросы СН₄ приравниваются 10 м³/тонну угля для субъектов администрирования, чья добыча угля осуществляется на глубине от 10 метров до 200 метров;

Выбросы СН4 приравниваются 18 м3/тонну угля для субъектов администрирования, чья добыча угля осуществляется на глубине от 200 метров до 400 метров.

Выбросы СН₄ приравниваются 25 м³/тонну угля для субъектов администрирования, чья добыча угля осуществляется на глубине более 400 метров.

Для промежуточных глубин используются средние значения, близкие к указанным или их комбинация при осуществлении одновременной деятельности на разных глубинах.

22. При выбросах СН₄ для субъектов администрирования после добычи угля в подземных шахтах принимаются следующие значения:

Выбросы СН₄ приравниваются 0,9 м³/тонну угля для субъектов администрирования, чья добыча угля осуществлялась на глубине от 10 метров до 200 метров;

Выбросы СН₄ приравниваются 2,5 м³/тонну угля для субъектов администрирования, чья добыча угля осуществлялась на глубине от 200 метров до 400 метров;

Выбросы СН₄ приравниваются 4,0 м³/тонну угля для субъектов администрирования, чья добыча угля осуществляется на глубине более 400 метров.

23. При выбросах CH4 для субъектов администрирования при добыче угля открытым способом принимаются следующие значения:

Для субъектов администрирования, чья добыча угля осуществляется со средней толщиной вскрышных пород от 0 метра до 15 метров, выбросы CH₄ приравниваются 0,3 м³/тонну угля.

Для субъектов администрирования, чья добыча угля осуществляется со средней толщиной вскрышных пород от 16 метров до 30 метров, выбросы CH₄ приравниваются 1,2 м³/тонну угля.

Для субъектов администрирования, чья добыча угля осуществляется со средней толщиной вскрышных пород от 31 метра до 50 метров и глубже, выбросы CH4 приравниваются 2,0 м³/тонну угля.

Субъекты администрирования, не имеющие данные о толщине вскрышных пород, используют средний коэффициент выбросов, CH₄, равный 1,2 м³/тонну угля.

24. Выбросы CH⁴ для субъектов администрирования после добычи угля открытым способом принимаются следующие значения:

Для субъектов администрирования, которые осуществляли добычу угля со средней толщиной вскрышных пород от 0 метра до 15 метров, выбросы CH₄ равны 0 м³/тонну угля.

Для субъектов администрирования, которые осуществляли добычу угля со средней толщиной вскрышных пород от 16 метров до 30 метров, выбросы CH₄ равны 0,1 м³/тонну угля.

Для субъектов администрирования, которые осуществляли добычу угля со средней толщиной вскрышных пород от 31 метра до 50 метров и глубже, выбросы CH₄ равны 0,2 м³/тонну угля.

25. Для субъектов администрирования, которые осуществляли свою деятельность на шахтах, которые были законсервированы коэффициент выбросов берется равным 0,400 миллионов м³ метана для каждой шахты.

26. Выбросы СО₂ от вскрышной породы и эндогенных пожаров для субъектов администрирования рассчитываются в соответствии с пунктом 12 настоящей Методики.

Сноска. Пункт 26 - в редакции приказа Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

27. Выбросы СО₂ от вскрышной породы и эндогенных пожаров для субъектов администрирования рассчитываются в соответствии с пунктами 12, 13 настоящей Методики.

28. При наличии производственных процессов, не включенных в настоящую Методику, субъект администрирования использует международные методики по расчету выбросов парниковых газов.

Приложение 9 к приказу
Министр экологии
и природных ресурсов
Республики Казахстан
от 17 января 2023 года № 9

Методика по расчету выбросов парниковых газов от производства химической промышленности

Глава 1. Общие положения

1. Настоящая Методика по расчету выбросов парниковых газов от производства химической промышленности (далее – Методика) разработана в соответствии с пунктом 3 Статьи 294 Экологического кодекса Республики Казахстан (далее – Кодекс) и предназначена для расчетов выбросов парниковых газов от производства химической промышленности.

2. Производственные процессы от сжигания топлива на печах (высокотемпературная переработка сырья в печах, с целью протекания химических реакций и извлечение полезных компонентов), следует рассчитывать в соответствии с МГЭИК, так как в Методике расчетов выбросов парниковых газов от котлов тепловых электростанций, теплоэлектроцентралей и котельных, не предусмотрены расчеты от сжигания топлива в печах.

3. В Методике используются следующие термины и определения:

1) абсорбция — поглощение сорбата всем объемом сорбента;

2) азотная кислота — бесцветная, дымящая на воздухе жидкость;

3) аммиак – бинарное неорганическое химическое соединение азота и водорода, и бесцветный газ с резким характерным запахом и плотностью аммиака почти вдвое меньше, чем у воздуха;

4) кальцинация (обжиг) — придание веществу новых свойств, путем нагревания до высоких температур (не достигая точки плавления) с целью удаления летучих примесей или для окисления и придания хрупкости (для облегчения измельчения);

5) карбонатное сырье - сырье для производства искусственных стройматериалов: известняки, доломиты, мраморы, мергели, глинистые известняки, доломиты, мел, магнезит;

6) катализатор — химическое вещество, ускоряющее реакцию, но не расходующееся в процессе реакции;

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

8) кокс нефтяной (углерод нефтяного происхождения) — твердый остаток вторичной переработки нефти или нефтепродуктов. Используется для изготовления электродов и коррозионно-стойкой аппаратуры, восстановитель при получении ферросплавов;

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

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

Иные термины и определения, используемые в настоящих Правилах, применяются в соответствии с экологическим законодательством Республики Казахстан.

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

Глава 2. Расчеты выбросов двуокиси углерода от установок по производству аммиака

5. Производство аммиака включает выбросы СО₂ методом парового реформинга газообразного углеродсодержащего сырья или частичного окисления жидкого или твердого углеродсодержащего сырья.

Для полной оценки выбросов СО₂ от производства аммиака, оператор установки определяет выбросы СО₂ от производства аммиака, основанного на данных загрузки сырья.

6. При использовании СО₂, образованного в процессе производства аммиака, в качестве сырья для получения карбамида (мочевины), товарного СО₂ или других химических веществ, выбросы СО₂ от производства аммиака определяются за вычетом количества СО₂, уловленного и использованного для производства других веществ.

7. Показатель: выбросы СО₂ от производства аммиака;

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:

E_СО2,y=∑ⁿ_j=1 (RMC_j,yxEFCO_{2 j,yx}OF_j,y) - R_CO2 (1),

где:

E_СО2,y – выбросы СО₂ от производства аммиака за период "у", тонн СО₂-эквивалент;

RMC_j,y - расход углеродсодержащего сырья (топлива) "j" на производство аммиака за период "у", тыс.м³, т.у.т или ТДж;

Расход углеродсодержащего сырья (топлива) и топлива, используемого на технологические и энергетические цели при производстве аммиака, принимаются по фактическим данным оператора установки за отчетный период.

EF_CO2j,y – коэффициент выбросов СО₂ от использования углеродсодержащего сырья (топлива) "j", тонн СО₂/тонн. Показатель рассчитывается на основе фактических данных о компонентном составе газообразного топлива и содержании углерода в твердом и жидком топливе по формулам в соответствии с Методикой расчетов выбросов парниковых газов от котлов тепловых электростанций, теплоэлектроцентралей и котельных, разработанной в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Кодекса.

При отсутствии фактических данных по компонентному химическому составу газообразного топлива и содержанию углерода в твердом и жидком топливе за отчетный период, используются значения коэффициентов выбросов для соответствующих видов топлива в соответствии с таблицей 1 Приложения к настоящей Методике.

OF_j,y – коэффициент окисления углеродсодержащего сырья (топлива) "j" за период "у", доля, принимается для всех видов газообразного, жидкого и твердого углеродсодержащего сырья (топлива) по умолчанию равным 1,0 (соответствует 100% окислению).

R_CO2 – масса СО₂ образовавшегося в процессе производства аммиака, извлеченного для дальнейшего использования в качестве сырья для получения товарной продукции, тонн;

j – вид углеродсодержащего сырья (топлива);

n – количество видов углеродсодержащего сырья (топлива), используемых за период "у".

При единице измерения - тонна, округление производится до трех цифр после запятой.

8. При определении коэффициентов выбросов, содержания углерода и физико-химических характеристик расходуемого сырья, топлива, материалов, производимой продукции и образующихся отходов, необходимых для количественного определения выбросов парниковых газов, используются:

1) результаты лабораторных исследований за отчетный период, полученные по результатам в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса;

2) при отсутствии лабораторных исследований за отчетный период используются данные поставщиков ресурсов, указанные в сертификатах качества либо справочные данный с ссылкой на источники информации.

9. При улавливании и использовании аммиака в процессе производства аммиака в качестве сырья для производства карбамида и другой товарной продукции, содержащей углерод, объем СО₂ от производства аммиака корректируется на соответствующее количество СО₂ (R_CO2) на основе оценок или материальных балансов производства.

10. При наличии производственных процессов, не включенных в настоящую Методику, оператор установки использует международные методики по расчету выбросов парниковых газов.

Глава 3. Расчеты выбросов оксида азота по производству азотной кислоты

11. Производство азотной кислоты (далее - HNO₃) включает выбросы оксида азота (далее - N₂O), образующиеся как побочный продукт при католическом окислении аммиака и протекании химических реакций с окислами азота и азотной кислоты в процессе производства.

12. Оператор установки определяет выбросы N₂O, основанных на реальных результатах измерения, разгруппированных по типу технологии и собственных коэффициентах выбросов, полученных прямым измерением выбросов.

13. При наличии на установке нескольких технологических линий, работающих в разных режимах, оператор установки осуществляет расчеты выбросов N₂O отдельно от каждой группы и по каждой технологической линии источников. Полученные значения выбросов N₂O суммируются.

14. Количественное определение выбросов N₂O от производства азотной кислоты рассчитывается одним из следующих методов:

а) расчет выбросов N₂O на основе данных измерений концентрации N₂O и расхода отходящих газов от установок химического производства;

б) расчет выбросов N₂O на основе данных о производстве химической продукции и коэффициентах выбросов.

Выбор метода количественного определения выбросов производится оператором установки, исходя из доступности исходных данных для выполнения расчетов по формулам и обеспечения наилучшей точности результатов.

15. Расчет выбросов N₂O на основе данных измерений концентрации N₂O и расхода отходящих газов от установок химического производства.

Показатель: выбросы N₂O от производства азотной кислоты;

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей: Расчет выбросов проводится по следующей формуле:

где:

E_N2O – выбросы N₂O от производства азотной кислоты, тонн N₂O;

Q – расход отходящих газов от установки производства азотной кислоты выбрасываемых в атмосферу, м³ (кг). Показатель определяется путем непрерывных или периодических измерений не реже 1(одного) раза в три месяца и используется для определения расхода отходящих газов с учетом продолжительности работы установки в течение отчетного периода.

CN₂O - средняя концентрация N₂O в отходящих газах, выбрасываемых в атмосферу от установки, производимой азотную кислоту, мг/м³ (мг/кг). Показатель определяется путем непрерывных или периодических измерений не реже 1 (одного) раза в три месяца. Измерения концентрации N₂O в отходящих газах проводятся после применения систем очистки и разрушения отходящих газов.

16. Показатель: выбросы N₂O от производства азотной кислоты;

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей: Расчет выбросов проводится по следующей формуле:

где:

E_N2O – выбросы N₂O от производства азотной кислоты, тонн N₂O;

P – производство азотной кислоты, тонн. Показатель рассчитывается по фактическим данным оператора установки за отчетный период и включает общее количество производимой продукции, а не только товарной продукции, отпущенной сторонним потребителям. Количество произведенной азотной кислоты определяется в пересчете на 100 % азотную кислоту.

EF_N2O - коэффициент выбросов N2O от производства азотной кислоты, согласно пункту 17 настоящей Методики, кг/т;

17. Показатель: коэффициент выбросов N₂O от производства азотной кислоты;

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

EF_N2O - коэффициент выбросов N₂O от производства азотной кислоты, кг/т;

Q- средний расход отходящих газов от установки производства азотной кислоты выбрасываемых в атмосферу, м³/час (кг/час);

С_N2O - средняя концентрация N₂O в отходящих газах, выбрасываемых в атмосферу от установки производства азотной кислоты, мг/м³ (мг/кг). Показатель определяется по результатам лабораторным исследованиям, полученным по результатам собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

P- среднее производство азотной кислоты, т/час;

18. Коэффициент выбросов N₂O от производства азотной кислоты определяется ежегодно на основе измерений расхода отходящих газов, концентрации N₂O в отходящих газах и производства продукции на соответствующий период, выполненных при нормальных условиях ведения технологического процесса. Измерения концентрации N₂O в отходящих газах проводятся после применяемых систем очистки и разрушения отходящих газов. Производство азотной кислоты включает общее количество производимой продукции данного вида, а не только товарной продукции, отпущенной сторонним организациям.

19. При отсутствии возможностей для проведения расчетов, указанных в пункте 17 настоящей Методике, коэффициент выбросов N₂O от производства азотной кислоты принимается в соответствии с таблицей 2 приложения к настоящей Методике.

При наличии производственных процессов, не включенных в настоящую Методику, оператор установки использует международные методики по расчету выбросов парниковых газов.

Глава 4. Расчеты выбросов СО₂ от производства карбида кальция

20. Карбид кальция (далее - CaC₂) используется при производстве ацетилена, цианамида и в качестве восстановителя в электродуговых печах при выплавке стали. Его получают из двух видов углеродсодержащего сырья – из карбоната кальция (известняк) и нефтяного кокса.

21. CaC₂ получают нагреванием карбоната кальция (известняка) с последующим восстановлением СаО с помощью углерода. В обеих стадиях выделяется CO₂. Около 67 % углерода из нефтяного кокса переходит в продукт.

22. При производстве СаС₂ включает выбросы CO₂, метана, монооксид углерода и двуокиси серы.

При наличии на установке нескольких технологических линий, работающих в разных режимах, оператор установки осуществляет расчеты выбросов СО₂ отдельно от каждой группы и по каждой технологической линии источников. Полученные значения выбросов СО₂ суммируются.

23. При расчете выбросов СО₂ от данной категории, учитывается использование CaC₂ для производства ацетилена для сварки. При производстве ацетилена из CaC₂ на установке другого оператора установки, и количество потребленного для этой цели CaC2 не известно, данный факт документируется оператором установки.

24. Показатель: выбросы СО₂ от производства карбида кальция;

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_СО2 = АD x EF (5),

где:

E_СО2 – выбросы СО₂ от производства карбида кальция, тонн СО₂-эквивалент;

AD – данные о деятельности нефтяного кокса или производству карбида кальция, тонны израсходованного сырья или тонны продукции карбида;

EF – коэффициент выбросов, тонн СО₂/тонн.

25. Существует два основных варианта выбора значения для коэффициента выбросов:

- при использовании производства карбида кальция в качестве данных о деятельности, "EF" равен среднему количеству выбросов СО₂ на единицу продукции карбида, тонны СО₂/ тонну продукции карбида;

- при использовании потребления нефтяного кокса в качестве данных о деятельности, "EF" вычисляется следующим образом:

Показатель: коэффициент выбросов СО₂;

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

EF - коэффициент выбросов СО₂, тонн СО₂/тонн;

CCF - коэффициент углеродного содержания, (кг/Гдж) согласно таблице 3 приложения настоящей Методике;

COF - коэффициент окисления углерода таблице 3 приложения настоящей Методике, (кг/ГДж);

26. При наличии производственных процессов, не включенных в настоящую Методику, оператор установки использует международные методики по расчету выбросов парниковых газов.

	Приложение к Методике по расчету выбросов парниковых газов от производства химической промышленности
	Таблица 1

Коэффициенты перевода расхода топлива в энергетические единицы,
коэффициенты выбросов СО₂ и содержание углерода по видам топлива

Виды топлива	Коэффициенты перевода в тонны условного топлива и энергетические единицы (NCV_j,y)			Коэффициенты выбросов (EF_CО2,j,y)		Содержание углерода (W_cy*)
Виды топлива	Единица измерения	т.у.т./т (тыс.м³)	ТДж/тыс.т (млн м³)	тСО₂/ту.т.	тСО₂/ТДж	тС/ту.т.	т С/ТДж
Жидкие топлива (нефть и продукты переработки нефти)
Нефть, включая промысловый газоконденсат	тонна	1,430	41,9	2,15	73,3	0,59	20,0
Природный газовый конденсат	тонна	1,508	44,2	1,88	64,2	0,51	17,5
Газ попутный нефтяной (нефтяные месторождения)	тыс. м³	1,154	33,8	1,77	60,4	0,48	16,5
Газ попутный нефтяной (газоконденсатные месторождения)	тыс. м³	1,154	33,8	1,64	55,9	0,45	15,3
Газ попутный нефтяной (газовые месторождения)	тыс. м³	1,154	33,8	1,62	55,2	0,44	15,1
Бензин автомобильный	тонна	1,490	43,7	2,03	69,3	0,55	18,9
Бензин авиационный	тонна	1,490	43,7	2,05	70,0	0,56	19,1
Авиационный керосин	тонна	1,470	43,1	2,10	71,5	0,57	19,5
Керосин	тонна	1,470	43,1	2,11	71,9	0,58	19,6
Топливо дизельное	тонна	1,450	42,5	2,17	74,1	0,59	20,2
Мазут топочный	тонна	1,370	40,2	2,27	77,4	0,62	21,1
Мазут флотский	тонна	1,430	41,9	2,27	77,4	0,62	21,1
Топливо печное бытовое	тонна	1,450	42,5	2,27	77,4	0,62	21,1
Газ сжиженный нефтяной	тонна	1,570	46,0	1,85	63,1	0,50	17,2
Другие моторные топлива	тонна	1,470	43,1	2,11	71,9	0,58	19,6
Нефтебитум	тонна	1,350	39,6	2,37	80,7	0,65	22,0
Этан	тонна	1,583	46,4	1,81	61,6	0,49	16,8
Пропан	тонна	1,570	46,0	1,87	63,8	0,51	17,4
Бухан	тонна	1,570	46,0	1,82	62,0	0,50	16,9
Пропан и бутан сжиженные, газы углеводородные и их смеси сжиженные	тонна	1,570	46,0	1,85	63,2	0,51	17,3
Лигроин	тонна	1,536	45,0	2,15	73,3	0,59	20,0
Смазочные материалы	тонна	1,372	40,2	2,15	73,3	0,59	20,0
Газ нефтеперерабатывающих предприятий сухой	тонна	1,500	44,0	1,30	44,4	0,35	12,1
Кокс нефтяной и сланцевый	тонна	1,080	31,7	2,86	97,5	0,78	26,6
Другие нефтепродукты	тонна	1,430	41,9	2,15	73,3	0,59	20,0
Твердые топлива (уголь и продукты переработки угля)¹
уголь Карагандинский	тонна	0,726	21,3	2,76	94,2	0,75	25,7
уголь Экибастузский	тонна	0,628	18,4	2,77	94,6	0,76	25,8
уголь прочих месторождений	тонна	0,768	22,5	2,76	94,2	0,75	25,7
Антрацит	тонна	0,911	26,7	2,88	98,3	0,79	26,8
Коксующийся уголь	тонна	0,962	28,2	2,77	94,6	0,76	25,8
Каменный уголь	тонна	0,768	22,5	2,77	94,6	0,76	25,8
Бурый уголь	тонна	0,467	13,7	2,96	101,0	0,81	27,6
Сланцы горючие	тонна	0,300	8,79	3,14	107,0	0,86	29,2
Брикеты угольные	тонна	0,605	17,7	2,86	97,5	0,78	26,6
Газ горючий искусственный коксовый	тыс. м³	0,570	16,7	1,30	44,4	0,35	12,1
Газ горючий искусственный доменный	тыс. м³	0,430	12,6	7,62	260,0	2,08	71,0
Кокс металлургический	тонна	0,990	29,0	3,14	107,0	0,86	29,2
Смола каменноугольная коксохимических заводов	тонна	1,300	38,1	2,37	80,7	0,65	22,0
Природный газ
Газ горючий природный (естественный)	тыс. м³	1,154	33,8	1,59	54,4	0,43	14,8
Газ компримированный	тыс. м³	1,154	33,8	1,59	54,4	0,43	14,8
Газ сжиженный	тыс. м³	1,570	46,0	1,65	56,4	0,45	15,4
Торф
Торф топливный	тонна	0,340	10,0	3,11	106,0	0,85	28,9
Брикеты и полубрикеты торфяные	тонна	0,600	17,6	3,11	106,0	0,85	28,9
Отходы
Отходы бытовые (небиологическая фракция)	тонна	0,341	10,0	2,69	91,7	0,73	25,0
Прочие горючие отходы технологических производств	тонна у.т.	1,000	29,3	4,19	143,0	1,14	39,0
Нефтяные отходы	тонна	1,372	40,2	2,12	72,2	0,58	19,7

¹Приведенные значения учитывают неполное окисление углерода твердого топлива при сжигании, поэтому при их использовании для расчета выбросов по формулам в соответствии с разделом "Стационарное сжигание топлива", коэффициент окисления(OF_j,y)принимается равным единице (1,0).

Таблица 2

Коэффициенты выбросов N₂O для производства химической продукции

Производственный процесс	Коэффициент выбросов
Производство азотной кислоты
заводы с НСКВ* (все процессы)	2,0 кг N₂O/ т азотной кислоты (100 %)
заводы, на которых N₂O разрушают в процессе синтеза или в остаточном газе	2,0 кг N₂O/ т азотной кислоты (100 %)
заводы, где процесс протекает при атмосферном низком давлении	5,0 кг N₂O/ т азотной кислоты (100 %)
заводы, где процесс протекает при атмосферном среднем давлении	7,0 кг N₂O/ т азотной кислоты (100 %)
заводы, где процесс протекает при атмосферном высоком давлении	9,0 кг N₂O/ т азотной кислоты (100 %)
Другое химическое производство
Производство капролактама	9,0 кг N₂O/ т капролактама
Производство глиоксаля	0,1 кг N₂O/ т глиоксаля
Производство глиоксиловой кислоты	0,02 кг N₂O/ т глиоксиловой кислоты

Примечание:
* Неселективное каталитическое восстановление (НСКВ)
** Источник: РП МГЭИК, 2006 г. Том 3 Глава 3 "Выбросы химической промышленности".

Таблица 3

Коэффициенты выбросов СО₂ для горения¹

Наименование типа топлива		Содержание углерода умолчанию (CCF) (кг/ГДж)	Коэффициент окисления углерода по умолчанию (COF)	Эффективный коэффициент выбросов СО₂(кг/ГДж)²
		Содержание углерода умолчанию (CCF) (кг/ГДж)	Коэффициент окисления углерода по умолчанию (COF)	Знач. по умолчанию³	95 % доверительный интервал
		А	В	С=АВ44/12*1000	Нижний предел	Верхний предел
Сырая нефть		20	1	73 300	71 100	75 500
Оримульсия		21,0	1	77 000	69 300	85 400
Сжиженный природный газ		17,5	1	64 200	58 300	70 700
Бензин	Автомобильный бензин	18,9	1	69 300	67 500	73 000
	Авиационный бензин	19,1	1	70 000	67 500	73 000
	Бензин для реактивных двигателей	19,1	1	70 000	67 500	73 000
Керосин для реактивных двигателей		19,5	1	71 500	69 700	74 400
Другие виды керосина		19,6	1	71 900	70 800	73 700
Сланцевое масло		20,0	1	73 300	67 800	79 200
Газойль/ дизельное топливо		20,2	1	74 100	72 600	74 800
Топочный мазут		21,1	1	77 400	75 500	78 800
Сжиженный нефтяной газ		17,2	1	63 100	61 600	65 600
Этан		16,8	1	61 600	56 500	68 600
Нафта		20,0	1	73 300	69 300	76 300
Битум		22,0	1	80 700	73 000	89 900
Смазочные материалы		20,0	1	73 300	71 900	75 200
Нефтяной кокс		26,6	1	97 500	82 900	115 000
Сырье нефтепереработки		20,0	1	73 300	68 900	76 600
Прочие нефтепродукты	Нефтяной газ	15,7	1	57 600	48 200	69 000
	Твердые парафины	20,0	1	73 300	72 200	74 400
	Уайт-спирит и СОТК	20,0	1	73 300	72 200	74 400
Другие нефтепродукты		20,0	1	73 300	72 200	74 400
Антрацит		26,8	1	98 300	94 600	101 000
Коксующийся уголь		25,8	1	94 600	87 300	101 000
Другие виды битумного угля		25,8	1	94 600	89 500	99 700
Полубитуминозный уголь		26,2	1	96 100	92 800	100 000
Лигнит		27,6	1	101 000	90 900	115 000
Горючий сланец и битуминозные пески		29,1	1	107 000	90 200	125 000
Брикетированный бурый уголь		26,6	1	97 500	87 300	109 000
Патентованное топливо		26,6	1	97 500	87 300	109 000
Кокс	Печной и лигнитовый кокс	29,2	1	107 000	95 700	119 000
Кокс	Газовый кокс	29,2	1	107 000	95 700	119 000
Каменоугольный деготь		22,0	1	80 700	68 200	95 300
Производные газы	Заводской газ	12,1	1	44 400	37 300	54 100
	Коксовый газ	12,1	1	44 400	37 300	54 100
	Доменный газ⁴	70,8	1	260 000	219 000	308 000
	Газ кислородных сталеплавильных печей5	49,6	1	182 000	145 000	202 000
Природный газ		15,3	1	56 100	54 300	58 300
Бытовые отходы (небиологические фракции)		25,0	1	91 700	73 300	121 000
Промышленные отходы		39,0	1	143 000	110 000	183 000
Нефтяные отходы		20,0	1	73 300	72 200	74 400
Твердое биотопливо	Древесина/ древесные отходы	28,9	1	106 000	100 000	108 000
	Щелок (Черный щелок)5	26,0	1	95 300	80 700	110 000
	Прочие типы твердых первичных биомасс	27,3	1	100 000	84 700	117 000
	Древесный уголь	30,5	1	112 000	95 000	132 000
Жидкое биотопливо	Биобензин	19,3	1	70 800	59 800	84 300
	Био-дизтопливо	19,3	1	70 800	59 800	84 300
	Другие виды жидкого биотоплива	21,7	1	79 600	67 100	95 300
Биогаз	Газ из органических отходов	14,9	1	54 600	46 200	66 000
	Канализационный газ	14,9	1	54 600	46 200	66 000
	Другие биогазы	14,9	1	54 600	46 200	66 000
Другие виды неископаемого топлива	Бытовые отходы (фракция биомассы)	27,3	1	100 000	84 700	117 000
Примечания: ¹Нижний и верхний пределы 95-процентных доверительных интервалов, при условии логнормальных распределений, подогнаны к комплекту данных, основанном на национальных отчетах, данных МЭА и имеющихся национальных данных. Более детальное описание дается в разделе 1.5 ²ТДж = 1000 ГДж ³значения коэффициента выбросов доменного газа включают в себя двуокись углерода, изначально содержащуюся в этом газе, а также образованную в процессе его сгорания. ⁴Значения коэффициента выбросов газа кислородных печей включают в себя двуокись углерода, изначально содержащуюся в этом газе, а также образованную в процессе его сгорания ⁵Включает полученный из биомассы СО₂, выделенный из установки сжигания черного щелока и полученный из биомассы СО₂, выделенный из печи для обжига извести.

Приложение 10 к приказу
Министр экологии
и природных ресурсов
Республики Казахстан
от 17 января 2023 года № 9

Методика по расчету выбросов парниковых газов от установок от производства стекла, керамики и минеральных материалов

Глава 1. Общие положения

1. Настоящая Методика по расчету выбросов парниковых газов от производства стекла, керамики и минеральных материалов (далее – Методика) разработана в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Экологического кодекса Республики Казахстан (далее – Кодекс) и предназначена для расчетов выбросов парниковых газов от производства стекла, керамики и минеральных материалов.

3. В Методике используются следующие термины и определения:

1) кальцинация (обжиг) — придание веществу новых свойств, путем нагревания до высоких температур (не достигая точки плавления) с целью удаления летучих примесей или для окисления и придания хрупкости (для облегчения измельчения);

2) карбонатное сырье - известняки, доломиты, мраморы, мергели, глинистые известняки, доломиты, мел, магнезит, а также сырье для производства искусственных стройматериалов;

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

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

5) сырьевые материалы – материалы, предназначенные для дальнейшей обработки на производстве;

6) стеклянный лом – возврат стекла, разбитого на собственном предприятии в процессе производства, или другое (собственное) бракованное стекло, а также стеклобой из посторонних источников из программ по вторсырью или брокерских услуг по стеклобою.

Глава 2. Расчеты выбросов СО₂ от производства стекла

5. В Настоящей Методике рассматриваются выбросы CO₂ от производства всех типов стекла, включая тарное стекло, листовое стекло, стекловолокно и стеклянной ваты (категория минеральной ваты), возникающие от стекловаренных печей непрерывного или периодического действия в результате высокотемпературного расплавления карбонатов щелочных и щелочноземельных элементов.

Для полной оценки выбросов СО₂ от процессов загрузки карбонатов в стеклоплавильную печь, оператор установки определяет выбросы СО₂ на основе данных о расходе карбонатного сырья.

6. При расчете выбросов СО₂, все количество карбонатного сырья, а также доли содержания веществ берутся для сухого вещества.

7. При наличии на установке нескольких технологических линий, оператор установки расчеты выбросов СО₂ ведет отдельно от каждой группы и по каждой технологической линии источников. Полученные значения выбросов СО₂ суммируются.

8. Выбросы СО₂ на основе данных от процессов загрузки карбонатов в стеклоплавильную печь рассчитываются следующим образом:

Показатель: Выбросы СО₂ от производства от производства стекла;

1) периодичность и сроки формирования показателей: ежегодно, до 1 марта года следующего за отчетным периодом №

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

E_СО2,y – выбросы СО₂ от производства стекла, тонн СО₂-эквивалент;

M_j,y– масса карбоната "j", израсходованного в стекловаренных печах за период "y", тонн. Показатель определяется оператором установки по результатам измерений (взвешивания) карбонатного сырья за вычетом содержания влаги и примесей (при наличии соответствующих данных) полученные по результатам собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса. При определении расхода карбонатного сырья не учитываются карбонатные материалы, произведенные методом карбонизации гидроксидов.

EF_CO2j– коэффициент выбросов СО₂ карбоната "j", тонн СО₂/тонн;

При отсутствии соответствующих анализов характеристик значения коэффициента выбросов для карбоната, коэффициент принимается согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, или при отсутствии необходимых данных рассчитываются как стехиометрическое отношение молекулярной массы СО₂ к молекулярной массе карбоната;

F_j,y – степень кальцинирования карбоната "j" за период "y", доля. Показатель определяется на основе фактических данных измерений содержания карбонатов в стекле отнесенных к общему количеству, израсходованных карбонатов за отчетный период, выраженных в тоннах, а при отсутствии фактических данных принимается для всего карбонатного сырья равным 1,0 (100%);

j – вид карбоната, подаваемого в обжиговую печь;

n – количество видов карбонатов, подаваемых в стекловаренные печи.

При единице измерения - тонна, округление производится до трех цифр после запятой.

9. При наличии производственных процессов, не включенных в настоящую Методику, оператор установки использует международные методики по расчету выбросов парниковых газов.

Глава 3. Расчеты выбросов СО₂ от установок по производству керамики

10. В настоящей Методике рассматриваются выбросы СО₂ от следующих видов производства: кирпичи и кровельные черепицы, глазурованные керамические трубы, огнеупорные и керамические изделия, напольные и стеновые плитки, столовые и декоративные предметы (бытовая керамика), керамическую сантехнику, производство технической керамики и неорганических абразивных материалов со связующим.

Для полной оценки выбросов СО₂ от производства керамики и керамических изделий, которые происходят в результате процессов кальцинирования сырья, оператор установки определяет выбросы СО₂ от загрузки всех карбонатов в составе сырья в печи.

11. При наличии на установке нескольких технологических линий, работающих в разных режимах, выпускающих различные типы керамики 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.

12. Показатель: Выбросы СО₂ от производства керамики и керамических изделий;

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

E_СО2,y– выбросы СО₂ от производства керамики и керамических изделий в период "у", тонн СО2-эквивалент;

M_j,y – расход минерального сырья, содержащего карбонат "j", загруженное в обжиговую печь за период "у", тонн;

MF_j,y - содержание карбоната "j" в минеральном сырье, доля. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований, в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

EF_creamy – коэффициент выбросов СО₂ для карбоната "j", тонн СО₂/тонн;

Для определения коэффициента выбросов СО₂ от кальцинации для производства керамики и керамических изделий, оператор установки берет данные о содержании оксидов кальция и магния в керамике, полученные по результатам собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

При отсутствии соответствующих анализов характеристик значения коэффициента выбросов СО₂ для карбоната, коэффициент принимается согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, или при отсутствии необходимых данных рассчитываются как стехиометрическое отношение молекулярной массы СО₂ к молекулярной массе карбоната согласно таблице 3 приложения к настоящей Методике.

Также при расчете, оператор установки учитывает поправку на некарбонатные источники оксидов кальция и магния в керамике.

Fj,y– степень кальцинирования карбоната "j"за период "у", доля;

Степень кальцинирования карбоната определяется на основе фактических данных измерений содержания карбонатов в извести отнесенных к общему количеству, израсходованных карбонатов за отчетный период, выраженных в тоннах.

При отсутствии фактических данных степень кальцинирования карбоната принимается для всего карбонатного сырья равным 1,0 (100%);

j – вид карбоната, подаваемого с минеральным сырьем в обжиговую печь (кальцит, магнезит и др.);

n – количество видов карбонатов, подаваемых в обжиговую печь.

При единице измерения - тонна, округление производится до трех цифр после запятой.

Глава 4. Расчеты выбросов СО₂ от производства минеральных материалов

14. В Методике рассматриваются расчеты выбросов двуокиси углерода от производства минеральных материалов при использовании карбонатов, а также при применении карбонатов в качестве флюсов или шлакообразователей в других категориях источников.

15. Оператор установки определяет выбросы СО₂ на основе собственных данных о расходе карбонатного сырья для полной оценки выбросов СО2 которые происходят в результате процессов кальцинирования сырья (известняка и доломита).

16. Выбросы СО₂ на основе данных о расходе карбонатного сырья, известняка и доломита, рассчитываются по следующей формуле:

Показатель: выбросы СО₂ от использования карбонатов в производстве минеральных материалов:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

E_СО2= ∑ⁿi=1 (М_i× ЕF_i× F_i) (3),

где:

E_СО2 - выбросы СО₂ от использования карбонатов в производстве минеральных материалов, тонны

М_i– масса потребленного карбоната "i", тонны;

ЕF_i– коэффициент выбросов для карбоната "i", тонны СО2/на тонну карбоната согласно таблице 2 приложения к Методике;

При отсутствии необходимых данных, коэффициент рассчитывается как стехиометрическое отношение молекулярной массы СО₂ к молекулярной массе карбоната.

F_i - степень кальцинирования, достигнутая для карбоната "i", дробь.

При отсутствии значения степени кальцинирования конкретного карбоната не известна, степень кальцинирования принимать равным 1,00;

"i" - используемый карбонат.

Масса использованного карбоната "i", принимается оператором установки по фактическим данным за вычетом содержания влаги и примесей (при наличии соответствующих данных), полученным по результатам в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области технического регулирования и метрологии, в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса.

Сноска. Пункт 16 - в редакции приказа Министра экологии и природных ресурсов РК от 01.03.2024 № 55 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

17. При наличии производственных процессов, не включенных в настоящую Методику, оператор установки использует международные методики по расчету выбросов парниковых газов.

Глава 5. Расчеты выбросов СО₂ при использовании кальцинированной соды

18. Оператор установки рассчитывает выбросы СО₂ при использовании кальцинированной соды на основе данных о использовании карбонатного сырья и кальцинированной соды.

Главным процессом, приводящим к высвобождению СО₂ из карбонатов, является кальцинирование карбонатов, в ходе которого, при нагревании, образуется оксид металла.

19. При использовании данных о сырьевых материалах, характерных для местных условий, важно чтобы были учтены все источники карбонатов из числа сырьевых материалов.

Показатель: выбросы от использования кальцинированной соды;

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

E_СО2,y – выбросы от использования кальцинированной соды за период "у", тонн;

М_j– масса использованного карбоната "j", тонны;

ЕF_CO2,j– коэффициент выбросов для карбоната "j", тонны СО₂/ на тонну карбоната согласно таблице 1 приложения к Методике;

"j" - вид используемых карбонатов (Na₂CO₃, СаСО₃);

Масса использованного карбоната "j", принимается оператором установки по фактическим данным за вычетом содержания влаги и примесей (при наличии соответствующих данных) полученные по результатам собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

При отсутствии соответствующих анализов характеристик, значения коэффициентов выбросов для карбоната "j" принимается согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, или при отсутствии необходимых данных рассчитываются как стехиометрическое отношение молекулярной массы СО₂ к молекулярной массе карбоната согласно таблице 3 приложения к настоящей Методике;

n – количество видов используемых карбонатов.

20. При наличии производственных процессов, не включенных в настоящую Методику, оператор установки использует международные методики по расчету выбросов парниковых газов.

	Приложение к Методике по расчету выбросов парниковых газов от производства стекла, керамики и минеральных материалов
	Таблица 1

Формулы, молекулярные веса и содержание диоксида углерода для основных видов карбонатов*

Карбонат	Название минерала	Молекулярный вес	Коэффициент выброса (тонны СО₂/ тонну карбоната)**
CaCO₃	Кальцит*** или аргонит	100,0869	0,43971
MgCO₃	Магнезит	84,3139	0,52197
CaMg(CO₃)₂	Доломит***	184,4008	0,47732
FeCO₃	Сидерит	115,8539	0,37987
Ca(Fe,Mg,Mn)(CO₃)₂	Анкерит****	185,0225-215,6160	0,40822-0,47572
Mn CO₃	Родохрозит	114,9470	0,38286
Na₂CO³	Карбонат натрия или кальцинированная сода	106,0685	0,41492
Примечание: Источник: 1) CRC Handbook of Chemistry and Physics (2004); 2) РПМГЭИК, 2006г. Том 3, Глава 2 * Округление производится до трех цифр после запятой. Доля выделившегося в атмосферу СО₂ при условии 100%-ного кальцинирования, т.е. 1 тонна кальцита при полном кальцинировании дает 0,43971 тонны СО₂. * Кальцит - основной минерал в составе известняка. **** Интервал молекулярного веса, показанный для анкерита, предполагает присутствие Fe, Mg и Mn в количестве не менее 1,0%.

Таблица 2

Молекулярные веса и содержание диоксида углерода для основных видов карбонатов

Карбонат	Название минерала	Молекулярный вес	Коэффициент выброса (тонны СО₂/ тонну карбоната)*
СаСО₃	Кальцит** или арагонит	100,0869	0,43971
MgCO₃	Магнезит	84,3139	0,52197
CaMg(CO₃)	Доломит **	184,4008	0,47732
FeCO₃	Сидерит	115,8539	0,37987
Ca(Fe,Mg,Mn)(CO₃)₂	Анкерит***	185,0225-215,6160	0,40822-0,47572
MnCO₃	Родохрозит	114,9470	0,38286
Na₂CO₃	Карбонат натрия или кальцинированная сода	106,0685	0,41492

Примечание:
* Доля выделившегося в атмосферу СО₂ при условии 100%-ного кальцинирования, т.е. 1 тонна кальцита при полном кальцинировании дает 0,43971 тонны СО₂;
**Кальцит – основной минерал в составе известняка. Такие термины, как высокомагнезиальный известняк или доломитовый известняк, относятся к относительно небольшим колическтвам замещения Са на Mg в обычно применяемой формуле известняка СаСО₃;

*** Интервал молекулярного веса, показанный для анкерита, предполагает присутствие Fe, Mg и Mn в количествах не менее 1,0 процента.

Таблица 3

Молярная масса химических веществ

Наименование	Молярная масса, грамм/молль
Углерод	12,0107
Диоксид углерода	44,01
Оксид кальция	56,077
Оксид магния	40,304

Категория установки (предприятия)	Допускаемая максимальная погрешность измерения данных о деятельности, проценты	Источники, которые могут быть исключены из мониторинга
А (<50 000 тонн СО2-эквивалент/год)	7,5	Любые единичные источники выбросов от деятельности, валовой вклад которых в общие выбросы парниковых газов не превышает 7,5 процентов.
Б (50 000-500 000 тонн СО2-эквивалент/год)	5	Любые единичные источники выбросов от деятельности, валовой вклад которых в общие выбросы парниковых газов не превышает 5 процентов.
В (> 500 000 тонн СО2-эквивалент/год)	2,5	Любые единичные источники выбросов от деятельности, валовой вклад которых в общие выбросы парниковых газов не превышает 2,5 процентов.

"Парниктік газдар шығарындылары мен сіңірулерін есептеу жөніндегі әдістемелерді бекіту туралы"

Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістеме

1-тарау. Жалпы ережелер

2-тарау. Жанғыш газдарды жағудан болған СО2 шығарындыларының коэффициентін есептеу

Жанғыш газдар үшін әдеттегідей коэффициенттер

Көлемдік көрсеткіштердің кестелік мәндері

Жылу электр станцияларының, жылу электр орталықтарынан және қазандықтардан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

2-тарау. ЖЭС, ЖЭО және қазандықтардан болған қос тотығының шығарындыларын есептеу

Параграф 1. Квоталау субъектілері үшін ЖЭС, ЖЭО қазандықтарынан және қазандықтардан СО2 шығарындыларын есептеу

Параграф 2. Әкімшілендіру субъектілері үшін ЖЭС, ЖЭО қазандықтарынан және қазандықтардан парниктік газдар шығарындыларының есептеулері

Параграф 3. ЖЭС, ЖЭО қазандықтарынан және қазандықтардан СН4 және N2O шығарындыларын есептеу

Утилитарлық көздерден шығарындылар коэффициенттері

Өнеркәсіптік көздерден шығарылатын шығарындылар коэффициенттері

Мұнай және газ өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

2-тарау. Мұнай және газ өндірету жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу

3-тарау. Газды тасымалдау кезіндегі метан шығарындыларын есептеу

4-тарау. Әкімшілік субъектілері үшін мұнай және газ өндірету жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу

5-тарау. Парниктік газдар шығарындыларын мониторингтеу үшін деректерді жинау және сақтау

Әкімшілендіру субъектілері үшін қызмет түрлері бойынша шығарындылар коэффициенттері

Парниктік газдар шығарындыларын есептеу кезінде олардың негізінде көздер қараудан алынып тасталуы мүмкін деректерді бақылаудың ұсынылған деңгейлері

Парниктік газдар шығарындыларын есептеу кезінде көздер қараудан алынып тасталатын деректерді бақылаудың ұсынылған деңгейлері

Парниктік газдар шығарындыларын мониторингтеу үшін өндірістік алаңда өлшеу, жинау, сақтау және жинақтауға жататын деректер

Шойын, болат, күйдіргіштер және шекемтас өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

2-тарау. Шойын, болат және агломераттар өндіру жөніндегі СО2 шығарындыларын есептеу

3-тарау. Шекемтастар өндірісінен болған СО2 шығарындыларын есептеу

Кокс, шойын және болат өндірісі үшін стандартты CH4 шығарындыларының коэффициенттері

Құрамында көміртегі бар технологиялық материалдардағы көміртегі мөлшері

Карбонаттардың негізгі түрлері үшін көмірқышқыл газының молекулалық салмағы және мөлшері

Цемент және әк өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

2-тарау. Квоталау субъектілері үшін цемент өндіру қондырғыларынан болған CO2 шығарындыларын есептеу

3-тарау. Квоталау субъектілері үшін цемент өндіру қондырғыларынан болған CO2 шығарындыларын есептеу

4-тарау. Квоталау субъектілері үшін әк өндіру қондырғыларынан болған СО2 шығарындыларының есептеулері

5-тарау. Әкімшілендіру субъектілеріне арналған әк өндіру жөніндегі СО2 шығарындыларының есептеулері

Химиялық заттардың молярлық массасы

Жоғалған цемент шаңының кальцийлену дәрежесі үшін әдепкі мәндер

Әдепкідегі мәндер клинкердегі СаО құрамы (салмақ фракциясы) және цемент шаңына түзету коэффициенті (ЦШ)

Карбонаттардың негізгі түрлеріне арналған формулалар, молекулярлық салмақ және көміртегі диоксиді мөлшері*

Әдеттегідей әк өндірісінен шығарындылар коэффициенттерін есептеуге арналған параметрлер

Алюминий, ферроқорытпалар, қорғасын және мырыш өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

2-тарау. Алюминий өндірісі бойынша қондырғылардан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу

3-тарау. Ферроқорытпа өндірісінен болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу

4-тарау. Қорғасын өндіру қондырғыларынан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу

5 - тарау. Мырыш өндіретін қондырғылардан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу

Алдын ала күйдірілген аноды бар электролизерлерге арналған технологиялық параметрлер

Шайырдың Ұшпа заттарын жағудан СО2 шығарындыларын бағалау үшін пайдаланылатын технологиялық параметрлер

Күйдіру пешін тиеуден СО2 шығарындыларын бағалау үшін пайдаланылатын технологиялық параметрлер

Әр түрлі технологиялар бойынша ПФУ шығарындыларын есептеу үшін CF4 және C2 F6 үшін бұрыштық коэффициенттер

СН4 шығарындыларының коэффициенттері (СН4 кг / өнімнің тоннасына)

Ферроқорытпалар өндірісі үшін СО2 шығарындыларының коэффициенттері (СО2 тонна/тотықсыздандырғыш тоннасы)

Қорғасын өндірісінде пайдаланылатын материалдардағы көміртегінің құрамы (кг көміртегі /кг өнім)

Құрамында көміртегі бар технологиялық материалдардағы көміртегінің мөлшері

Орман шаруашылығында жөніндегі парниктік газдар сіңірулерін есептеу

1 тарау. Жалпы ережелер

2 тарау. Парниктік газдардың сіңірілуін бағалау

Параграф 1. Бағаланатын ағып кетулерді есептеу

Параграф 2. Күтілетін бағаланатын сіңіргіштермен соңғы антропогендік абсорбцияны арттыру

Параграф 3. Ормандарды басқару парниктік газдардың сіңіруінің есепке алу ерекшеліктері

Көміртегі оқтарындағы өзгерістерден басқа эмиссия ретінде ескерілетін парниктік газдар

Көміртегі оқтарындағы өзгерістерден басқа эмиссия ретінде ескерілетін парниктік газдар

Көмір өндіру кезіндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

2-тарау. Квота субъектілері үшін көмір өндіруден парниктік газдар шығарындыларын есептеу

1-параграф. Көмір өндіруден кейін болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу

2-параграф. Эндогендік өрттерден көмір өндіру кезіндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу

3-параграф. Тоқтатылған жерасты шахталарынан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу

4-параграф. Жер асты қабаттарын газсыздандырудан және шахталарды желдетуден көмір өндіру кезінде парниктік газдар шығарындыларын есептеу.

5-параграф. Көмірді жерасты өндіру кезіндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу

3-тарау. Әкімшілік субъектілері үшін көмір өндіруден парниктік газдар шығарындыларын есептеу

Химия өнеркәсібі өндіру жөніндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

2-тарау. Аммиак өндіретін қондырғылардан болған көміртегі қостотығы шығарындыларын есептеу

3-тарау. Азот қышқылын өндіруден болған азот тотығының шығарындыларын есептеу

4-тарау. Кальций карбидін өндіруден болған СО2 шығарындыларын есептеу

Отын шығынын энергетикалық бірліктерге ауыстыру коэффициенттері, СО2 шығарындыларының коэффициенттері және отын түрлері бойынша көміртектің болуы

Химиялық өнім өндірісіне арналған N2O шығарындыларының коэффициенттері

Әр түрлі технологиялар бойынша ПФУ шығарындыларын есептеу үшін CF₄ және C₂ F₆ үшін бұрыштық коэффициенттер

Глава 2. Расчеты коэффициента выбросов СО₂ от сжигания горючих газов

Таблица 1
Коэффициенты по умолчанию для горючих газов

Таблица 2
Табличные значения объемных показателей

Параграф 1. Расчеты выбросов СО₂ от котлов ТЭС, ТЭЦ и котельных для субъектов квотирования

Таблица 2
Коэффициенты выбросов из утилитарных источников

Таблица 3
Коэффициенты выбросов из промышленных источников

Глава 3. Расчет выбросов СО₂ от производства окатышей

Коэффициенты выбросов СН₄ по умолчанию для производства кокса, чугуна и стали

Глава 3. Расчеты выбросов СО₂ от производства цемента для субъектов администрирования

Глава 4. Расчеты выбросов СО₂ от установок по производству извести для субъектов квотирования

Глава 5. Расчеты выбросов СО₂ от установок по производству извести для субъектов администрирования

Технологические параметры, используемые для оценки выбросов СО₂ от сжигания летучих веществ смолы

Технологические параметры, используемые для оценки выбросов СО₂ от загрузки печи обжига

Коэффициенты выбросов СН₄ (кг СН₄ / на тонну продукта)

Коэффициенты выбросов СО₂ для производства ферросплавов (тонны СО₂ /тонну восстановителя)