ИПС "Әділет"

БҰЙЫРАМЫН:

1. "Парниктік газдар шығарындылары мен сіңірулерін есептеу жөніндегі әдістемелерді бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Экология және табиғи ресурстар министрінің 2023 жылғы 17 қаңтардағы № 9 бұйрығына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 19617 болып тіркелген) мынадай өзгерістер мен толықтырулар енгізілсін:

жоғарыда көрсетілген бұйрыққа 1-қосымшада:

7-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"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;

мынадай мазмұндағы 18-1-тармақпен толықтырылсын:

"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.";

1-кестесі жаңа редакцияда жазылсын:

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-кестесі жаңа редакцияда жазылсын:

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

жоғарыда көрсетілген бұйрыққа 2-қосымшада:

10-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

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

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.

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.

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, %.

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 ақпараттың орналасу орны: көрсеткіш Қазақстан Республикасы Кәсіпкерлік кодексінің 28-бабының 9 тармағына сәйкес жарияланбайды.";

21-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"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.

22-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"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.

1-кесте жаңа редакцияда жазылсын:

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 жаңа редакцияда жазылсын:

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 жаңа редакцияда жазылсын:

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

жоғарыда көрсетілген бұйрыққа 3-қосымшада:

4-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"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.

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

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

мынадай мазмұндағы 21-1-тармақпен толықтырылсын:

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

мынадай мазмұндағы 23-1-тармақпен толықтырылсын:

"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.";

мынадай мазмұндағы 25-1-тармақпен толықтырылсын:

"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.";

мынадай мазмұндағы 28-1-тармақпен толықтырылсын:

"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.";

1-кестесі жаңа редакцияда жазылсын:

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

жоғарыда көрсетілген бұйрыққа 4-қосымшада:

1-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"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.";

9-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"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

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) 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.

мынадай мазмұндағы 18-1-тармақпен толықтырылсын:

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

жоғарыда көрсетілген бұйрыққа 5-қосымшада:

1-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"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.";

мынадай мазмұндағы 8-1-тармақпен толықтырылсын:

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

9-тармағы алып тасталсын;

мынадай мазмұндағы 10-1-тармақпен тармақпен толықтырылсын:

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

38-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"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.".

жоғарыда көрсетілген бұйрыққа 6-қосымшада:

2-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"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."

10-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"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.";

4-кесте жаңа редакцияда жазылсын:

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.

жоғарыда көрсетілген бұйрыққа 8-қосымшада:

3-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"3. Көмірді ашық әдіспен өндіру келесі процестердің-көмір өндіру, көмір өндіруден шығарындылары, төмен температурадағы тотығу және эндогендік өрттер шығарындылары нәтижесінде парниктік газдар шығарындыларын тудырады.";

5-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"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.

6-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"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.";

8-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"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.

9-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"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.

2 параграфтың тақырыбы мынадай редакцияда жазылсын:

"2-параграф. Эндогендік өрттерден көмір өндіру кезіндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу";

12-тармақ алып тасталсын;

13-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"13. Көрсеткіш: Эндогенді өрттер үшін СО₂ шығарындыларын есептеу

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) 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.

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.

К₃ - көміртегі шығарындыларының коэффициенті, кг/ТДж;

44/12 – көміртекті көмірқышқыл газына айналдыру коэффициенті;

10^-3 - кг-ды тоннаға айналдыру.

26-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"26. СО₂ шығарындылары осы Әдістеменің 12-тармағына сәйкес есептеледі.".

жоғарыда көрсетілген бұйрыққа 9-қосымшада:

2-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"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.";

7-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"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.

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

жоғарыда көрсетілген бұйрыққа 10-қосымшада:

2-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

16-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"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.

2. Қазақстан Республикасы Экология және табиғи ресурстар министрлігінің Климаттық саясат департаменті Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен:

1) осы бұйрықтың Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелуін;

2) осы бұйрықтың 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.

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

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

Қазақстан Республикасының
Экология және табиғи ресурстар министрі

Е. Нысанбаев

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасы

Өнеркәсіп және құрылыс министірлігі

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасы

Энергетика министрлігі

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасы

Стратегиялық жоспарлау және реформалар агенттігі

Ұлттық статистика бюросы

ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Внести в приказ Министра экологии и природных ресурсов Республики Казахстан от 17 января 2023 года № 9 "Об утверждении методик по расчету выбросов и поглощения парниковых газов" (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов под № 31735) следующие изменения и дополнения:

в приложении 1 к вышеуказанному приказу:

пункт 7 изложить в новой редакции:

"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.";

дополнить пунктом 18-1 следующего содержания:

"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".

Таблицу 1 изложить в новой редакции:

Таблица 1
Коэффициенты по умолчанию для горючих газов

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

Таблицу 2 изложить в новой редакции:

Таблица 2
Табличные значения объемных показателей

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

в приложении 2 к вышеуказанному приказу:

пункт 10 изложить в новой редакции:

"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.

4) место размещения выходной информации: показатель не публикуется в соответствии с пунктом 9 статьи 28 Предпринимательского кодекса Республики Казахстан.";

пункт 21 изложить в новой редакции:

"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.

пункт 22 изложить в новой редакции:

"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.

Таблицу 1 изложить в новой редакции:

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

Таблицу 2 изложить в новой редакции:

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.

Таблицу 3 изложить в новой редакции:

Таблица 3
Коэффициенты выбросов из промышленных источников

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.

в приложении 3 к вышеуказанному приказу:

пункт 4 изложить в новой редакции:

"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.

4) место размещения выходной информации: показатель не публикуется в соответствии с пунктом 9 статьи 28 Предпринимательского кодекса Республики Казахстан.

Однако, оператор установки использует расчеты показателей согласно нижеприведенным пунктам настоящей Методики, исходя из применимости показателей относительно специфики процесса производства добычи нефти и газа.";

дополнить пунктом 21-1 следующего содержания:

"21-1. Выбросы от сжигания жидкого топлива на передвижных источниках, которые являются частью установки учитывать, как стационарные согласно пункту 15 настоящей Методики;

дополнить пунктом 23-1 следующего содержания:

"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.";

дополнить пунктом 25-1 следующего содержания:

"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.";

дополнить пунктом 28-1 следующего содержания:

"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.";

Таблицу 1 изложить в новой редакции:

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

в приложении 4 к вышеуказанному приказу:

пункт 1 изложить в новой редакции:

"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.";

пункт 9 изложить в новой редакции:

"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.

дополнить пунктом 18-1 следующего содержания:

"18-1. При отсутствии указанных параметров от производства окатышей, оператор установки использует Методику по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов.".

в приложении 5 к вышеуказанному приказу:

пункт 1 изложить в новой редакции:

"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.

дополнить пунктом 8-1 следующего содержания:

"8-1. В случае наличия данных по количеству произведенного клинкера, операторы установок не осуществляют расчет количества произведенного клинкера.";

пункт 9 исключить;

дополнить пунктом 10-1 следующего содержания:

"10-1. В случае наличия данных по количеству произведенного цемента, операторы установок не осуществляют расчет количества произведенного цемента.";

пункт 38 изложить в следующей редакции:

"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.".

в приложении 6 к вышеуказанному приказу:

пункт 2 изложить в новой редакции:

пункт 10 изложить в новой редакции:

"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 %).";

таблицу 4 изложить в новой редакции:

"Таблица 4

Угловые коэффициенты для CF₄ и C2F₆ для расчета выбросов ПФУ по различным технологиям

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.

в приложении 8 к вышеуказанному приказу:

пункт 3 изложить в новой редакции:

"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.";

пункт 5 изложить в новой редакции:

"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.

пункт 6 изложить в новой редакции:

"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.";

пункт 8 изложить в новой редакции:

"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;

пункт 9 изложить в новой редакции:

"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;

Преобразование осуществляется путем учета плотности диоксида углерода при нормальных условиях атмосферы и температуры в 0°С.

заголовок параграфа 2 изложить в следующей редакции:

"Параграф 2. Расчет выбросов парниковых газов при добыче угля от эндогенных пожаров";

пункт 12 исключить;

пункт 13 изложить в новой редакции:

"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.

пункт 26 изложить в новой редакции:

"26. Выбросы СО₂ от вскрышной породы и эндогенных пожаров для субъектов администрирования рассчитываются в соответствии с пунктом 12 настоящей Методики.".

в приложении 9 к вышеуказанному приказу:

пункт 2 изложить в новой редакции:

"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.";

пункт 7 изложить в новой редакции:

"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.

4) место размещения выходной информации: показатель не публикуется в соответствии с пунктом 9 статьи 28 Предпринимательского кодекса Республики Казахстан.".

в приложении 10 к вышеуказанному приказу:

пункт 2 изложить в новой редакции:

пункт 16 изложить в новой редакции:

"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.

2. Департаменту климатической политики Министерства экологии и природных ресурсов Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан 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.

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

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

Министр экологии
и природных ресурсов
Республики Казахстан

Е. Нысанбаев

"СОГЛАСОВАН"
Министерство промышленности
и строительства
Республики Казахстан

"СОГЛАСОВАН"
Министерство энергетики
Республики Казахстан

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

Жанғыш газдар үшін әдеттегідей коэффициенттер

Көлемдік көрсеткіштердің кестелік мәндері

Әр түрлі технологиялар бойынша ПФУ шығарындыларын есептеу үшін CF4 және C2 F6 үшін бұрыштық коэффициенттер

Таблица 1Коэффициенты по умолчанию для горючих газов

Таблица 2Табличные значения объемных показателей

Таблица 1

Таблица 2Коэффициенты выбросов из утилитарных источников

Таблица 3Коэффициенты выбросов из промышленных источников

Таблица 1

Әр түрлі технологиялар бойынша ПФУ шығарындыларын есептеу үшін CF₄ және C₂ F₆ үшін бұрыштық коэффициенттер

Таблица 1
Коэффициенты по умолчанию для горючих газов

Таблица 2
Табличные значения объемных показателей

Таблица 2
Коэффициенты выбросов из утилитарных источников

Таблица 3
Коэффициенты выбросов из промышленных источников