ИПС "Әділет"

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

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

1. Утвердить:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Министр экологии, геологии
и природных ресурсов
Республики Казахстан

С. Брекешев

"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 Министра
экологии, геологии и
природных ресурсов
Республики Казахстан
от 13 сентября 2021 года № 371

Методика расчетов выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов

Глава 1. Общие положения

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

________________________

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

Глава 2. Расчеты коэффициента выбросов СО2 от сжигания горючих газов

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

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

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

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

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

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

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

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

Показатель:

Коэффициент выбросов СО2 для горючего газа:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

(1),

где:

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

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

zk – количество атомов углерода в компоненте k;

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

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

µk – молярный вес компонента k, килограмм/киломоль;

44 – молярная масса СО2, килограмм/киломоль;

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

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

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

10. Показатель:

Молярная плотность компонента k:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

(2),

где:

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

µk – молярный вес компонента k, килограмм/киломоль;

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

11. Показатель:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

(3),

где:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Показатель:

Объемный коэффициент выбросов СО2:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

EFi,y (об.) = Pi,y изм./Pтабл. × EFтабл.(об.),

(4),

где:

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

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

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

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

Показатель:

Массовый коэффициент выбросов СО2:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

EFi,y масс = EFi,y (об.) /Pi,y изм,

(5),

где:

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

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

Показатель:

Объемная теплотворная способность горючего газа:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

NCV i,y (об.) = Pi,y изм./Pтабл × NCVтабл.(об.)

(6),

где:

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

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

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

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

Показатель:

Объемная доля углерода в газе:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

µi,y(об.) = Pi,y изм./Pтабл × µтабл(об.),

(7),

где:

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

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

Показатель:

Массовая доля углерода в газе:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

µi,y(масс.) = µi,y(об.)/Pi,y изм,

(8),

где:

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

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

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

Показатель:

Выбросы СО2 от горючего газа:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

Е(СО2) =EFJ,табл ×NCVi,y об.,

(9),

где:

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

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

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

Приложение
к Методике расчетов выбросов
парниковых газов от сжигания
горючих газов

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–20оС 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	17302,60
Полукоксовый	Производство полукокса из углей Шубаркольского разреза (спецкокс)	0,91	0,17	0,15	0,60	0,54	70,85	7642,76
Доменный газ	Выплавка передельного чугуна	1,30	0,2004	0,2605	0,7343	0,9545	217,6221	4386,22
Доменный газ	Выплавка литейного чугуна	1,30	0,1838	0,2389	0,6734	0,8754	189,377	4622,33
Конвенторный газ	Выплавка стали	1,40	0,3657	0,5120	1,3400	1,8760	194,7959	9630,68
Ферросплавный газ	Производство феррохрома	1,26	0,3589	0,4522	1,3151	1,6570	176,8031	9371,85
Ферросплавный газ	Производство силикомарганца	1,26	0,3811	0,4802	1,3965	1,7596	179,6387	9795,26
Ферросплавный газ	Производство ферросилиция	1,26	0,3621	0,4562	1,3267	1,6716	172,0869	9713,59
Ферросплавный газ	Производство ферромарганца	1,26	0,3927	0,4949	1,4391	1,8133	174,3199	10401,92

Таблица 2

Табличные значения объемных показателей

Наименование газа	Источник газа/процесса	Плотность газа (при стандартных условиях)	Массовая/объем ная доля углерода в газе		Коэффициент выбросов СО2 при сжигании газа			Низшая объемная теплота сгорания t–20оС р–101325 Ра
		килограмм/ метр кубический	тонн углерода/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 (объем ная)	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	89219,26
Нефтезаводской газ	Сухой газ после газофракциниров ки и/или аминовой очистки	1,58	0,7998	1,2637	2,9307	4,6306	63,6540	72745,67
Нефтезаводской газ	Термический крегинг мазута под давлением (вискрекинг)	1,89	0,8171	1,5443	2,9940	5,6586	64,7429	87401,40
Нефтезаводской газ	Замедленное коксование	1,53	0,8068	1,2344	2,9562	4,5230	63,5517	71169,70
Нефтезаводской газ	Каталитический крекинг (бензиновый, обычный режим)	1,99	0,8095	1,6110	2,9663	5,9029	65,364	90308,07
Нефтезаводской газ	Каталитический реформинг (обычный режим)	1,87	0,8066	1,5084	2,9556	5,5270	64,9432	85104,48
Нефтезаводской газ	Гидроочистка	1,44	0,8059	1,1605	2,9529	4,2522	62,9705	67526,12
Отходящий ("кислый") газ	Отходящие газы установок сероочистки на факельное сжигание	1,45	0,0197	0,0285	0,0721	0,1045	5,0964	20509,44
Попутный нефтяной газ	Сжигание в теплоагрегатах и на факелах высокого давления	1,13	0,7424	0,8389	2,7204	3,0740	61,3524	50104,42
Попутный нефтяной газ	Сжигание на факелах низкого давления	1,36	0,7620	1,0363	2,7922	3,7974	62,5716	60688,18

Приложение 2
к приказу Министра экологии,
геологии и природных ресурсов
Республики Казахстан
от 13 сентября 2021 года № 371

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

Глава 1. Общие положения

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4) компонентный состав сжигаемого газа.

____________________________________________

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

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

6. Показатель:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

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

где:

МCO2 – выбросы СО2 при сжигании твердого и жидкого топлива;

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

44/12 – коэффициент пересчета углерода в углекислый газ;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Выбросы СО2 при сжигании сланцев рассчитываются следующим образом:

Показатель:

Выбросы СО2 при сжигании сланцев:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

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

где:

МCO2 – выбросы СО2 при сжигании сланцев, тонн;

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

44/12 – коэффициент пересчета углерода в углекислый газ;

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

(СО2)k – СО2 карбонатов, проценты;

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

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

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

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

Показатель:

Выбросы СО2 от сжигания газообразного топлива:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

МCO2 = ∑ВDG×EFDG,i,y, (3),

где:

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

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

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

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

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

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

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

При этом, применяются соответствующие коэффициенты выбросов и EFN20.

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

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

Приложение 3
к приказу Министра
экологии, геологии и
природных ресурсов
Республики Казахстан
от 13 сентября 2021 года № 371

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

Глава 1. Общие положения

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

2. В настоящей Методике используются следующие термины и определения:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

______________________

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

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

4. Показатель:

Суммарные выбросы парниковых газов установки:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

Etotal = Egas,COMB,y + Eliq,COMB,y + Eflare,y + + ,

(1),

где:

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

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

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

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

– годовые выбросы СН4 от утечек и технологических потерь на производственной площадке (месторождении) i для года y, тонн СО2-эквивалент;

– суммарные годовые выбросы СН4 от нормируемых технологических потерь ПНГ, тонн СО2-эквивалент;

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

5. Показатель:

Общие годовые выбросы парниковых газов от сжигания газообразного топлива:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

Egas, COMB,y = Egas,j, y + Egas,d,y,

(2),

где:

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

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

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

7. Показатель:

Выбросы от сжигания ПНГ:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

(3),

где:

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

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

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

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

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

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

Расчетный метод применяется следующим образом:

8.1. Показатель:

Общее потребление ПНГ на установке:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

(4),

где:

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

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

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

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

Величина газового фактора определяется с применением одного из нижеприведенных подходов:

8.2. Подход по средневзвешенному газовому фактору.

Показатель:

Газовый фактор:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

(4.1),

где:

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

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

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

m – индекс, обозначающий соответствующий горизонт.

Подход по консервативному значению газового фактора

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

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

Метод прямых измерений количества извлеченного ПНГ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

14. Показатель:

Выбросы от сжигания других видов газообразного топлива:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

(5),

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

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

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

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

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

1) общее количество образовавшегося газообразного топлива на установке;

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

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

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

17. Показатель:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

(6),

где:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

21. Показатель:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

(7),

где:

– выбросы от сжигания жидкого топлива на передвижных и стационарных агрегатах и резервных источниках, тонн СО2;

– потребление жидкого топлива p на сжигание в рамках производственной площадки і в году у, литры;

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

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

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

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

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

Показатель:

Выбросы СО2 от факельного сжигания:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

(8),

где:

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

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

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

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

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

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

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

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

Показатель:

Годовые выбросы СН4 от утечек и аварийных сбросов:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

(9),

где:

– годовые выбросы СН4 от утечек и аварийных сбросов на месторождении i для года y, тонн СО2-эквивалент;

– количество образовавшегося ПНГ при разгазировании нефти на производственной площадке i со ступеней сепарации, стандартные метры кубические в году у, тонн;

– содержание CH4 в составе ПНГ на месторождении i в году(% масс) у, тонн;

– коэффициент глобального потепления CH4 согласно п.3 статьи 282 Кодекса.

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

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

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

Показатель:

Суммарные годовые выбросы CH4 от технологических потерь ПНГ:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

(10),

где:

– суммарные годовые выбросы CH4 от технологических потерь ПНГ, тонн СО2-эквивалент;

– суммарные технологические потери ПНГ на месторождении і в году y, стандартные метры кубические;

16 – молекулярная масса CH4, килограмм/килограмм моль;

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

– молекулярная доля CH4 в газе, килограмм/моль;

– коэффициент глобального потепления CH4 согласно пункта 3 статьи 282 Кодекса.

____________________________

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

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

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

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

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

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

Еtail gas = ∑ TG ×MFCO2/100,

(11),

где:

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

TG – количество хвостовых газов, тонн;

MFCO2– массовая доля СО2 в смеси, % масс.

Приложение
к Методике расчетов выбросов
парниковых газов от установок
по добыче нефти и газа

Таблица 1

Таблица 2

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		Потребление ПНГ на месторождении i на сжигание в теплогенераторах предприятия (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 ПНГ	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 и электронный
2		Коэффициент выбросов СО2 при сжигании ПНГ на месторождении i	В соответствии с Методическими рекомендациями "Методика по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов"	тонн СО2/стандартные метры кубические газа	Расчетный	Не реже, чем 1 раз в год.	Бумажный и электронный	Коэффициент выбросов ПНГ на месторождении i может определяться 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 iв 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 и электронный	Расход газа определяется с коррекцией по температуре и давлению для приведения у 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 и электронный	Резервный вариант: Значения МГЭИК 2006 по умолчанию, либо определение по известному компонентному составу.
5		Коэффициент выбросов газообразного топлива типа j в году у	В соответствии с Методическими рекомендациями "Методика по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов"	тонн СО2/стандартные метры кубические газа	расчетный	В соответствии с Методическими рекомендациями "Методика по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов"	Бумажный и электронный
6		Количество ПНГ, идущего на УПГ	Измерения расходомеров перед УПГ	стандартные метры кубические	Измеряемый	Беспрерывно, сведение за 1 месяц	Бумажный и 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 и 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 могут применяться результаты прямых измерений количества извлеченного ПНГ ( I: прямые измерения на групповой замерной установке– первичные измерения II: прямые измерения установки мобильной замерной– первичные измерения Также может быть проведен 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 и электронный	Расчет средневзвешенного значения газового фактора производится службой геологии цеха добычи нефти в форме "Отчет об извлечении попутного нефтяного газа" В случае отсутствия, присваиваются значения согласно расчетным данным в соответствии с утвержденными планами мониторинга индивидуально для каждого нефтегазодо-бывающей 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 и электронный
10		Компонентный состав ПНГ для месторождения (производственной площадки) i.	Измерения лаборатории (внешней или внутренней) исследования нефти, газа и воды	проценты	измеряемый	В соответствии с Методическими рекомендациями "Методика по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов"	Бумажный и электронный
11		Компонентный состав производного газообразного топлива типа j, отличного от ПНГ для месторождения i.	Измерения лаборатории (внешней или внутренней). Могут применяться данные сертификатов качества, если нестандартное топливо поставляется третьей стороной	проценты	измеряемый	В соответствии с Методическими рекомендациями "Методика по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов"	Бумажный и электронный
12		Суммарное годовое потребление 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	Электронный	Как правило, попадают под категорию deminimis и 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".	Электронный	Как правило, попадают под категорию deminimis и 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	Электронный	Как правило, попадают под категорию deminimis и 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 и электронный
16		Теплотворная способность жидкого топлива р в году у при нерутинном сжигании. Если используется тот же тип топлива, что и в теплогенераторах, может быть эквивалентна параметру	Консервативные данные по умолчанию для соответствующего типа топлива	мегаджоули/килограмм	оценочный	1 раз в год	Бумажный и электронный
17		Коэффициент выбросов жидкого топлива р в году у. Если используется тот же тип топлива, что и в теплогенераторах, может быть эквивалентна параметру .	Консервативные данные по умолчанию для соответствующего типа топлива	тонн СО2/мега джоули	оценочный	1 раз в год	Бумажный и электронный
18		Плотность жидкого топлива р	Паспорта на жидкое топливо	килограмм/метры кубические	оценочный	1 раз в год	Бумажный и электронный
19		Количество потребленного газа типа j (включая ПНГ, 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 и электронный
20		Потребление дизельного топлива автотранспортом в году у	Данные из документов материальной и/или балансовой отчетности	тонн	измеряемый	1 раз в год	Бумажный и 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	Электронный
22		Коэффициент выбросов дизельного топлива в году у	Данные по умолчанию для стандартного топлива или эквивалентные национальные данные	тонн СО2/мега джоули	оценочный	1 раз в год	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 и электронный
24		Объемное содержание СН4 в ПНГ 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 и электронный
25		Плотность ПНГ 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 и электронный
26		Коэффициент глобального потепления СН4	Определяется согласно п.3 статьи 282 Кодекса	тонн СО2/ тонн СН4	оценочный	1 раз в год	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 ПНГ/тонн добытых ресурсов нефти	измеряемый	1 раз в месяц в течение двух часов	Бумажный и 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 и 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 и 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 и 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 и электронный
32		Температура предтоварной нефти на выходе из печей нагрева	Данные из технологических регламентов работы печей	градусы	оценочный	1 раз в месяц	Бумажный и электронный
33		Температура предтоварной нефти на входе в печи нагрева	Данные из технологических регламентов работы печей	градусы	оценочный	1 раз в месяц	Бумажный и электронный
34		Температура пластовой воды на выходе из печей нагрева	Данные из технологических регламентов работы печей	градусы	оценочный	1 раз в год	Бумажный и электронный
35		Температура пластовой воды на ходе в печи нагрева	Данные из технологических регламентов работы печей	градусы	оценочный	1 раз в год	Бумажный и электронный
36		КПД работы печей	Данные из технологических регламентов работы печей	проценты	оценочный	1 раз в месяц	Бумажный и электронный
37		Количество пластовой воды, идущей на нагрев в зимнее время на производственной площадке	1. Данные расходомеров (m). 2. В случае отсутствия 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 и 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 и электронный
39		Количество часов работы печи (печей) нагрева пластовой воды на производственной площадке	Журналы операторов технологических установок	сутки	измеряемый	1 раз в месяц	Бумажный и электронный
40		Потребление ПНГ котельной (котлом) n на производственной площадке	Показания газовых счетчиков	стандартные метры кубические	измеряемый	Беспрерывно на установке, сведение за 1 месяц	Бумажный и электронный
41		Теплотворная способность ПНГ	Данные измерений или расчет по известному компонентному составу	мегаджоули/ килограмм (мегаджоули/тонн)	измеряемый/ расчетный	По заказу цеха, сведение данных 1 раз в год	Бумажный и электронный
42		Технологические нормативные потери ПНГ	Данные руководящих документов установки	стандартные метры кубические	оценочный	1 раз в начале мониторинга	Бумажный и электронный
43		Количество ПНГ, идущего на УПГ	Данные измерений расходомеров	стандартные метры кубические	измеряемый	Беспрерывно, сведение за 1 месяц	Бумажный и электронный
44		Количество ПНГ, утилизируемого на производственной площадке i в году у	Опция 1: В случае наличия измерительного оборудования – данные расходомеров газа Опция 2: В случае отсутствия 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 и электронный
45	OF	Коэффициент окисления	Величина по умолчанию OF–1 для сжигания ПНГ в теплогенераторах; OF–0,995 для сжигания на факеле (уточнение по паспортным данным факела)	-	оценочный	1 раз в начале мониторинга	Электронный
46	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)	Электронный и бумажный	Количество нефтяных скважин подлежит непрерывному мониторингу, так как может изменяться как на протяжении отчетного периода, так и от одного отчетного периода к другому (из года в год).

Приложение 4
к приказу Министра
экологии, геологии и
природных ресурсов
Республики Казахстан
от 13 сентября 2021 года № 371

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

Глава 1. Общие положения

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

2. В настоящей Методике используются следующие определения:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1) производство кокса;

2) производство агломерата;

3) производство чугуна;

4) производство стали;

5) использование флюса (известняка и доломита)

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

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

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

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

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

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

Показатель:

Выбросы СО2 от производства кокса:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

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

(1),

где:

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

CC – количество коксующего угля поданного на коксование, тонн;

CCC – содержание углерода в коксующем угле, доли единиц;

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

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

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

CBFG – содержание углерода в доменном газе, доли единиц;

CO – количество произведенного кокса, тонн;

CCO – содержание углерода в коксе, доли единиц;

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

COGCOG – содержание углерода в коксовом газе, доли единиц;

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

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

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

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

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

7. Показатель:

Выбросы СО2 от производства агломерата:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

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

(2),

где:

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

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

CFE – содержание углерода в руде, доли единиц;

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

CCBR – содержание углерода в коксовой мелочи, доли единиц;

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

CCOG – содержание углерода в коксовом газе, доли единиц;

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

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

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

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

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

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

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

Показатель:

Выбросы СН4 от производства агломерата:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

ECH4, sinter = S × Ex, sinter

(3),

где:

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

S - количество произведенного агломерата, тонн

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

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

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

Показатель:

Выбросы СО2 при производстве чугуна:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

ECO2, BF = [(ORE × CORE) +S(CARBF × CCAR,BF) + S (FLBF × CFL,BF) + S (OT × COT) – (IOUT × CI,out) – (NM × CNM) – (BFGout × CBFG,out) – (RBF × CR,BF)] × 44/12,

(4),

где:

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

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

CORE – содержание углерода в руде, доли единиц;

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

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

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

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

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

COT – содержание углерода в других материалах, доли единиц;

IOUT – количество выплавленного чугуна, тонн;

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

NM – количество произведенного неметаллического продукта, тонн;

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

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

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

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

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

10. Показатель:

Выбросы СО2 от производства стали кислородно–конверторным:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

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

(5),

где:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

STBDF – количество выплавленной стали конверторным способом, тонн;

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

SLBDF – количество полученного шлака в конверторной печи, тонн;

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

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

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

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

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

11. Показатель:

Выбросы СО2 от производства стали электродуговым способом:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

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

(6),

где:

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

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

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

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

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

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

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

ELEAF – количество используемых электродов ЭДП, тонн;

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

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

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

STEAF – количество выплавленной стали в ЭДП, тонн;

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

SLEAF – количество полученного шлака ЭДП, тонн;

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

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

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

12. Показатель:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

Em = T × F1,

(7),

где:

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

Т – расход флюса за год, тонн;

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

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

для известняка – 0,44 × f;

для доломита – 0,447 × f;

для известковой пыли – 1,02 × f.

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

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

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

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

Приложение
к Методике расчетов выбросов
парниковых газов от установок
по интегрированному
производству чугуна и стали

Таблица 1

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 2

Методика расчетов выбросов парниковых газов от установок по производству цемента

Глава 1. Общие положения

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

2. В настоящей Методике используются следующие термины и определения:

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

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

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

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

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

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

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

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

Глава 2. Расчеты выбросов СО2 от установок по производству цемента

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

1) выбросы СО2 от декарбонизации сырья в печи;

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

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

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

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

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

7. Показатель:

Выбросы СО2 от декарбонизации сырья в печи:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

Ecalcin,RM,y= CLNKy× EFcli,y,

(1),

где:

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

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

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

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

8. Показатель:

Количество произведенного клинкера:

2) источники информации: исходные данные оператора установки 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;

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

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

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

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

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

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

Показатель:

Количество минеральных добавок, использованных для производства цемента:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

MICy =PRMICy - MICstkend,y + MICstkbgn,y ,

(3),

где:

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

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

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

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

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

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

Показатель:

Количество цемента:

2) источники информации: исходные данные оператора установки 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.

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

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

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

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

Показатель:

Коэффициент выбросов СО2 от кальцинации для производства клинкера:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

(5),

где:

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

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

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

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

– доля содержания оксида кальция (средневзвешенная) в клинкере в периоде "у", доли единиц;

– доля содержания оксида магния (средневзвешенная) в клинкере в периоде "у", доли единиц;

– поправка на некарбонатные оксиды кальция и магния в сырье в периоде "y", тонн СО2-эквивалент;

– поправка на силикаты кальция и магния в сырье в периоде "y", тонн СО2-эквивалент.

14. Показатель:

Поправка на некарбонатные оксиды кальция и магния в сырье:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– поправка на некарбонатные оксиды кальция и магния в сырье в периоде "y", тонн СО2-эквивалент;

– количество сырья, использованного для производства клинкера в период "у", тонн;

– доля содержания некарбонатного оксида кальция (средневзвешенная) в сырье в периоде "у", доли единицы.

– доля содержания некарбонатного оксида магния (средневзвешенная) в сырье в периоде "у", доли единицы.

15. Показатель:

Поправка на силикаты кальция и магния в сырье:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– 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;

– доля содержания магния (средневзвешенная) в силикат-содержащем сырье в периоде "у", доли единиц;

– молярная масса кальция, равная 40,078 грамм/моль;

– молярная масса магния, равная 24,305 грамм/моль.

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

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

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

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

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

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

20. Показатель:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– выбросы СО2 от декарбонизации сырья в составе цементной пыли из отбора в период "у", тонн СО2-эквивалент;

– количество цементной пыли из отбора, которая не возвращается в печь в период "у", тонн;

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

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:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– выбросы СО2 от декарбонизации сырья в составе цементной пыли, которая не возвращается в печь в период "у", тонн СО2-эквивалент;

– количество цементной пыли, которая не возвращается в печь в период у, тонн;

– коэффициент выбросов СО2 от кальцинации потерянной цементной пыли в период "у", тонн СО2-эквивалент.

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

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

Показатель:

Коэффициент выбросов СО2 от кальцинации потерянной цементной пыли:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– коэффициент выбросов СО2 от кальцинации потерянной цементной пыли в период "у", тонн;

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

– 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:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– степень кальцинации потерянной цементной пыли в период "у", доли единиц;

– массовая доля содержания карбонатного СО2 в потерянной цементной пыли период "у", доли единиц;

– массовая доля содержания карбонатного СО2 в сырьевой муке в период "у", доли единиц.

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

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

Показатель:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– выбросы СО2 от окисления органического углерода в составе сырья в печи в период "у", тонн СО2-эквивалент;

– количество сырья, использованного для производства клинкера в период "у", тонн;

– массовая общая доля содержания органического углерода в сырье в период "у", доли единиц;

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

– молярная масса углерода, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, грамм/моль.

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

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

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

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

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

Приложение
к Методике расчетов выбросов
парниковых газов от установок
по производству цемента

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

Приложение 6
к приказу Министра
экологии, геологии и
природных ресурсов
Республики Казахстан
от 13 сентября 2021 года № 371

Методика расчетов выбросов парниковых газов от установок по производству алюминия

Глава 1. Общие положения

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

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

3. В настоящей Методике используются следующие термины и определения:

1) анод – электрод, имеющий положительный заряд;

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

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

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

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

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

6. Оператор установки рассчитывает выбросы СО2 следующим образом:

Показатель:

Выбросы СО2 от потребления предварительно обожженных анодов:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

ECO2 = Ра × Q × (100 – Sa – Золаa)/100 × 44/12,

(1)

где:

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

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

Q – Общее производство алюминия, тонн;

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

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

44/12 – соотношение молекулярной массы СО2 и углерода.

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

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

8. Показатель:

Выбросы CF4 от производства алюминия:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

ECF4 = (kCF4 × T × Q) × GWPCF4,

(2)

где:

ECF4 – выбросы CF4 от производства алюминия, килограмм CF4;

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

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

Q – Производство алюминия, тонны;

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

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

9. Показатель:

Выбросы C2F6 от производства алюминия:

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

EC2F6 = (kC2F6 × T × Q) × GWPC2F6

(3)

где:

EC2F6 – выбросы C2F6 от производства алюминия, килограмм C2F6;

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

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

Q – производство алюминия, тонны;

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

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

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

Приложение
к Методике расчетов
выбросов парниковых газов
при производстве алюминия

Таблица 1

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

Угловой коэффициент для CF4 и C2F6

Тип электролизера	Угловой коэффициент для CF4, килограмм/тонн, (килограмм CF4/тонн алюминия)/(минуты анодного эффекта/ванно–сутки)				Угловой коэффициент для C2F6, килограмм/тонн, (килограмм C2F6/тонн алюминия)/(минуты анодного эффекта/ванно–сутки)
	нижний	средний	верхний	погрешность, %	нижний	средний	верхний	погрешность, %
ПФУ	0,11	0,17	0,23	6	0,015	0,025	0,035	9

Таблица 3

Основные характеристики для расчетов ПФУ при анодном эффекте

Тип электролизера	Средняя продолжительность вспышек, минуты			Частота анодных эффектов, штук/сутки			Среднесуточная производительность электролизера (ванна–сутки), тонна/сутки
ПФУ	Минимум	Средний	Максимум	Минимум	Средний	Максимум	Минимум	Средний	Максимум
ПФУ	3	4	5	0,1	0,2	0,3	2,38 мин	2,385	2,39 макс

Приложение 7 к приказу
Министра экологии, геологии
и природных ресурсов
Республики Казахстан
от 13 сентября 2021 года № 371

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

Глава 1. Общие положения

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

2. В настоящей Методике используются следующие термины и определения:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Глава 2. Определение базовой линии проекта

Согласно Правилам углеродного офсета заявитель проекта описывает Базовый сценарий.

Для описание Базового сценария требуется определить границы проекта:

Определение границ проекта

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

Выбор наиболее вероятного сценария для базовой линии

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

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

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

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

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

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

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

1) Определяется сумма запаса углерода по каждой страте:

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

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

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

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

Показатель:

Изменения запаса углерода в живой биомассе деревьев по базовой линии:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– 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.

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.

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;

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

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Показатель:

Среднегодовое увеличение общей сухой биомассы живых деревьев:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

[MISSING IMAGE: , ]

где:

– 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, безразмерно.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Метод 2 (Метод изменения запаса)

Показатель:

Среднегодовой рост запаса углерода в живой биомассе деревьев:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

[MISSING IMAGE: , ]

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

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

следует рассчитывать, основываясь на количестве деревьев и национальной/местной кривой/таблице роста, которая обычно доступна в органах, осуществляющих инвентаризацию лесов.

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).

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

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

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

Глава 3. Оценка поглощения парниковых газов

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

Верифицируемые изменения запасов углерода в углеродных пулах.

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

следует рассчитывать, используя два метода.

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

следующим способом:

Показатель:

Среднегодовое сокращение запаса углерода вследствие потерь биомассы живых деревьев:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

[MISSING IMAGE: , ]

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.

Примечание: следует избегать двойного счета по показателям

Сбор сухостоя и древесного мусора с подстилки к данным показателям отношения не имеет, т. к. данные углеродные пулы методологией не учитываются.

– 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;

– 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.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Оценка выбросов парниковых газов по источникам.

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

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

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

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

эмиссия N₂O, вызванная использование азотсодержащих удобрений.

Показатель:

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

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– эмиссии парниковых газов в результате реализации проекта в пределах границ проекта, тонн СО₂ в год;

– эмиссия СО₂ от сжигания ископаемого топлива в пределах границ проекта, тонн СО₂ в год;

– 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;

– эмиссии парниковых газов, отличных от СО₂, в результате сжигания биомассы в пределах границ проекта, тонн СО₂-эквивалента в год;

– 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.

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:

– эмиссия СО₂ от сжигания ископаемого топлива в пределах границ проекта, тонн СО₂ в год;

– объем потребления дизеля, литров в год;

– эмиссия от дизеля, кг СО₂ в год;

– объем потребления бензина, литров в год;

– эмиссия от бензина, кг СО₂ в год;

– коэффициент перевода килограмм в тонны СО₂.

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

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

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

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

Показатель:

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

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– эмиссии СО₂ в результате сокращения запаса углерода в живой биомассе недревесной растительности, тонн СО₂ в год;

– общая площадь страты i, гектар;

– средний запас недревесной биомассы на землях, подлежащих засадке по проекту, для страты i, тонн сухого вещества;

– 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

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

Показатель:

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

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– рост эмиссии парниковых газов, отличных от СО₂, в результате сжигания биомассы при подсеке, тонн СО₂-эквивалента в год;

– эмиссия N₂O сжигаемой при подсеке биомассы, тонн СО₂ в год;

- эмиссия СН₄ сжигаемой при подсеке биомассы, тонн СО₂ в год.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Показатель:

Эмиссия N₂O сжигаемой при подсеке биомассы:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– потери запасов углерода в наземной биомассе в результате подсеки, тонн С в год;

– соотношение азота к углероду, безразмерно;

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

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

– установленный МГЭИК уровень эмиссии N₂O = 0.007;

– установленный МГЭИК уровень эмиссии СН₄ = 0.012;

– потенциал глобального потепления для N₂O;

– потенциал глобального потепления для СН₄, кг СО₂-эквивалента на кг СН₄-эквивалента.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Показатель:

Потери запасов углерода в наземной биомассе в результате подсеки:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– потери запасов углерода в наземной биомассе в результате подсеки, тонн С в год;

– площадь подсеки для страты i, гектаров в год;

– средний запас наземной биомассы до сжигания для страты i, тонн сухой массы на гектар;

– эффективность сжигания, безразмерно, установлено МГЭИК – 0,5;

– доля углерода в сухой биомассе, тонн С на тонну сухого вещества.

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

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Показатель:

Расчет эмиссий N₂O от применения азотных удобрений:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– прямая эмиссия N₂O в результате применения азота в пределах границ проекта, тонн СО₂-эквивалента в год;

– масса синтетического азотного удобрения, скорректированная на испарение в качестве NH3 и NOx, тонн азота в год;

– годовая масса органического азотного удобрения, скорректированная на испарение в качестве в качестве NH3 и NOx, тонн азота в год;

– масса синтетического азотного удобрения, тонн азота в год;

– масса органического азотного удобрения, тонн в год;

- коэффициент эмиссии от азотсодержащих компонентов, тонн N₂O – N к тоннам N;

– часть, испаряемая как NH3 и NOx для синтетических удобрений, безразмерно;

– часть, испаряемая как NH3 и NOx для органических удобрений, безразмерно;

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

– потенциал глобального потепления для N₂O, кг СО₂-эквивалента на кг N₂O-эквивалента.

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

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Показатель:

Фактическое чистое поглощение парниковых газов:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– фактическое чистое поглощение парниковых газов, тонн СО₂-эквивалента в год;

– среднегодовое изменение запаса углерода в живой биомассе деревьев для страты i вида j, тонн СО₂ в год.

– эмиссия парниковых газов по источникам в пределах границ проекта в результате реализации проекта, тонн СО₂-эквивалента в год.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Глава 4. Расчет оцениваемых утечек

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

Показатель:

Эмиссии СО₂ вследствие сжигания ископаемого топлива транспортными средствами:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– совокупная эмиссия парниковых газов вследствие сжигания ископаемого топлива транспортными средствами, тонн СО₂-эквивалента в год;

I – тип транспортного средства;

J – тип топлива;

– коэффициент эмиссии для транспортного средства i с топливом j, кг СО₂ на литр;

– потребление топлива транспортного средства i с топливом j, литр;

– количество транспортных средств;

– пробег каждого транспортного средства i с топливом j, км;

– средний расход топлива транспортного средства i с топливом j, литр на км.

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

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Глава 5. Ожидаемое оцениваемое повышение конечной антропогенной абсорбции поглотителями

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

Показатель:

Чистое антропогенное поглощение парниковых газов:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– чистое антропогенное поглощение парниковых газов, тонн СО₂-эквивалента в год;

– фактическое чистое поглощение парниковых газов, тонн СО₂-эквивалента в год;

– чистое поглощение парниковых газов по базовой линии, тонн СО₂-эквивалента в год;

– совокупная эмиссия парниковых газов вследствие сжигания ископаемого топлива транспортными средствами, тонн СО₂-эквивалента в год.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Глава 6. Мониторинг объемов нетто-поглощения парниковых газов

Мониторинг границ проекта и реализации проекта:

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

полевое обследование фактических границ проектной деятельности по каждому участку;

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

проверка соответствия фактических границ проекта с описанием в проектной документации;

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

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

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

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

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

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

проверить выживаемость:

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

2) завершающая проверка проводится через три года после посадки;

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

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

обследовать и проверить соответствие видового состава страт и субстрат проекту.

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

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

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

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

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

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

Стратификация и отбор образцов для фактических расчетов:

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

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

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

карты и/или таблицы классификации местности;

самые свежие аэрофотоснимки/спутниковые снимки/карты;

типы почв, материнская порода и карты почв;

информация по ландшафту и/или карты;

интенсивность эрозии почв;

прочая информация.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Отбор образцов.

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

Определение размера участка.

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

Показатель:

Полная сумма участков:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

n - полная сумма участков

L – общее количество страт;

T – уровень доверительной вероятности (95%);

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

– стандартное распределение страты h;

– 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.

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

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

Произвольное расположение единичных участков

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

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

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

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

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

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

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

Расчет антропогенного нетто-снижения выбросов парниковых газов4

Показатель:

Годовая величина нетто-снижения выбросов парниковых газов:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где

– 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.

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

В проектах управления лесами рекомендуется учитывать следующие углеродные пулы:

надземная биомасса (деревья) – включается;

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

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

мертвая древесина – включается;

опад – не включается;

почва– не включается;

заготовка древесины – включается.

Источники выбросов и поглощения парниковых газов включают следующие категории:

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

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

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

Оценка выбросов парниковых газов по базовому сценарию (базовой линии)

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

Показатель:

Годовая величина выбросов парниковых газов по базовому сценарию:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где

– 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.

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

Показатель:

Расчет величины выбросов парниковых газов от деградации леса:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– годовая величина выбросов парниковых газов от деградации леса в году t, тонн СО₂-эквивалента;

– годовая величина выбросов парниковых газов от процессов разложения мертвой древесины в году t, тонн С;

– годовая величина выбросов парниковых газов от моментальных или долгосрочных процессов окисления заготовленной древесины в году t, тонн С;

– годовая величина выбросов парниковых газов в результате прекращения прироста древесной биомассы в году t, тонн С;

– 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.

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;

– коэффициент содержания углерода в биомассе;

– средний объем заготовки деловой древесины (куб м/ га).

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Показатель:

Средняя величина углерода в деловой древесине на 1 га:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– 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:

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:

– суммарный объем углерода в деловой древесине до начала проекта, тонн С;

– 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.

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;

– площадь заготовок на проектной территории в году t, гектар.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Показатель:

Расчет нетто-выбросов углерода по пулу мертвой древесины:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– 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;

– коэффициент, отражающий скорость деградации в пуле мертвой древесины.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Показатель:

Увеличение углерода в пуле мертвой древесины:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– 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.

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;

– 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.

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.

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.

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.

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.

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:

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.

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.

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.

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

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Показатель:

Объем углерода в долгосрочном пуле древесных продуктов:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– 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.

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

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.

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.

Показатель:

Выбросы парниковых газов в результате деятельности по базовому сценарию:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– годовые общие выбросы углерода от деятельности по базовому сценарию в году t, тонн СО₂-эквивалента;

– годовая эмиссия углерода от заготовки древесины в году t, тонн СО₂-эквивалента;

– годовая эмиссия углерода от подготовки площадок для заготовки древесины в году t, тонн СО₂-эквивалента;

– годовая эмиссия углерода от вывозки древесины в году t, тонн СО₂-эквивалента;

– годовая эмиссия углерода от транспортировки древесины на место переработки и использования в году t, тонн СО₂-эквивалента;

– годовая эмиссия углерода от потребления электроэнергии на месте переработки древесины в году t, тонн СО₂-эквивалента;

– годовая эмиссия углерода от транспортировки древесной продукции на места дальнейшего использования в году t, тонн СО₂-эквивалента.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Показатель:

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

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– 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.

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:

– годовой объем выбросов парниковых газов от потребления электроэнергии в году t, тонн СО₂-эквивалента;

– потребление электроэнергии в году t, кВт-ч;

– коэффициент выбросов парниковых газов на 1 кВт-ч, тонн СО₂-эквивалента/кВт-ч.

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

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

Показатель:

Эмиссия парниковых газов от деятельности по проекту:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– 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 следует учитывать, что помимо СО₂ при лесных пожарах происходят эмиссии метана и закиси азота, которые могут иметь существенное значение при оценке суммарных эмиссий по проекту (поскольку имеют большие коэффициенты глобального потепления по сравнению с СО₂).

4) место размещения выходной информации: отсутствует.

Утечки:

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

Показатель:

Расчет утечек:

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

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

3) описание метода формирования (расчета) показателей:

где:

– 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.

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

	Приложение к Методике подготовки проектов по увеличению поглощения и сокращению выбросов парниковых газов в лесном хозяйстве
	Таблица 1

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 2

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

Ескерту. Күші жойылды - ҚР Экология және табиғи ресурстар министрінің 17.01.2023 № 9 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

Қазақстан Республикасының Экологиялық кодексінің 294-бабының 3-тармағына сәйкес және Қазақстан Республикасының "Мемлекеттік статистика туралы" Заңың 16-бабының 3-тармағының 2) тармақшасына сәйкес, БҰЙЫРАМЫН:

1. Бекітілсін:

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 өндіретін қондырғылардан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі;

4) 4 Қосымшаға сәйкес шойын, болат және күйдіргіштерді біріктірілген өндірісі бойынша қондырғылардан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі;

5) 5 Қосымшаға сәйкес цемент өндіру қондырғыларынан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі;

6) 6 Қосымшаға сәйкес Алюминий өндіру кезіндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі;

7) 7 Қосымшаға сәйкес орман шаруашылығында парниктік газдар шығарындыларын сіңіруді ұлғайту және азайту жөніндегі жобаларды дайындау әдістемесі.

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

1) осы бұйрықтың Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелуін;

2) осы бұйрықтың Қазақстан Республикасы Экология, геология 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, геология және табиғи ресурстар министрлігінің Заң қызметі департаментіне осы тармақтың 1) және 2) тармақшаларында көзделген іс-шаралардың орындалауы туралы мәліметтердің ұсынылуын қамтамасыз етсін.

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

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

Қазақстан Республикасы
Экология, геология және
табиғи ресурстар министрі

С. Брекешев

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасы

Индустрия және инфрақұрылымдық

даму министрілігі

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасы

Энергетика министрілігі

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасы

Стратегиялық жоспарлау және

реформалар агенттігі Ұлттық

статистика бюросы

Қазақстан Республикасы
Экология, геология және
табиғи ресурстар министрі
2021 жылғы 13 қыркүйектегі
№ 371 бұйрығына
1 қосымша

Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) Қазақстан Республикасының зірленді және жанғыш газдарды жағудан болған көміртегі қос тотығы (бұдан әрі – СО₂) шығарындыларының коэффициентін есептеуге арналған.

2. Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларының коэффициентін есептеуге арналған электрондық есептеу құралымен (бұдан әрі – ЭЕҚ) анықталады. ЭЕҚ көміртегі бірліктерін сату жүйесінің операторының (бұдан әрі - жүйесінің 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) газдың компоненттік құрамы – газдың құрамында қамтылған әртүрлі көмірсутектер қоспасы;

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

4) жылушығару – жылу алу үшін отынның алуан түрлерін жағу процесі;

5) қондырғы операторы - меншігінде немесе өзгедей заңды пайдалануында қондырғысы бар жеке немесе заңды тұлға;

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

7) 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 заңнамасына сәйкес қолданылады.

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

5. Жанғыш газдарды жағудан болған СО₂ шығарындыларын есептеуді қондырғының операторлары ЭЕҚ көмегімен есептелген шығарындылар коэффициентін және Кодексінің 293-бабының 4 тармағына сәйкес мониторингі жоспарының нысанына сәйкес (бұдан әрі – Мониторинг жоспары) мониторингі нәтижесінде алынған, жағылған жанғыш газдың салмағы (көлемі) туралы деректерді қолдана отырып жүргізеді.

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 мөлшерлік үлесте немесе молярлық үлесте беріледі. Анықталмаған компоненттер жағдайында газдың құрамы этан негізінде консервативті қабылданады. Бұл ретте ЭЕҚ мөлшерлік үлесті молярлық үлеске автоматты түрде қайта есептеу жүргізеді. Әртүрлі компоненттер үлесінің сомасы 100-ді құрайды.

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

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

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

энергетикалық көрсеткіштерде – СО₂ т/газдың Терраджоуль (бұдан әрі - ТДж). Берілген шарттар кезінде газдың тығыздығы мен калориялылығы туралы деректерге тәуелді. Газдың калориялылығы анықтама үшін ЭЕҚ көмегімен дербес деректер болмаған жағдайда есептеледі. Талдау жолымен алынған газдың калориялылығы туралы дербес деректерді қолдану ең қолайлы болып табылады.

9. ЭЕҚ-да жанғыш газға арналған СО₂ шығарындыларының коэффициенті автоматты түрде оның компонентті құрамы негізінде келесідей есептеледі:

Көрсеткіш:

Жанғыш газға арналған СО₂ шығарындыларының коэффициенті:

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:

(1),

мұндағы:

EF_DG,_i,_k –шығарындылар коэффициенті (отын СО₂/килограмм);

V_DG,_i,_k – і газдағы k компонентінің таза көлемдік үлесі, %; (мониторинг жоспарына және қондырғының жалпы өндірістік практикасына сәйкес сынаманы іріктеу нүктелеріндегі газдың компонентті құрамының зертханалық талдауымен анықталады);

z_k – k компонентіндегі көміртегі атомының саны;

MW_k – V газының молярлық көлемге келтірілген k компонентінің молярлық тығыздығы, (килограмм /кмоль)/(нм3/кмоль);

d_k – k компонентінен құралған газдың (қоспаның) орташа салмақтандырылған тығыздығы, (килограмм /кмоль)/(нм3/кмоль);

µ_k– k компонентінің молярлық салмағы, килограмм /кмоль;

44 – көміртегі қос тотығының молярлық салмағы, кг/кмоль;

OF – қышқылдану коэффициенті (жылу шығару мақсатында жағу үшін үнсіз келісім бойынша 1-ге, сондай-ақ алаулық жағу үшін 0,995 тең қолданылады, мұнай өңдеу зауытында өндіру және өңдеу объектілері үшін 0,98 тең қолданылады).

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

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: индикатор жыл сайын көміртегі сауда жүйесі операторының www.carbon.energo.gov.kz ресми интернет-ресурсында, "Кадастр" бөлімінде, "Қондырғылар операторларының есептері" бөлімінде жарияланады.

10. Көрсеткіш:

k компонентінің молярлық тығыздығы:

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:

(2)

мұндағы:

MW_k - k компонентінің молярлық тығыздығы, (килограмм /кмоль)/(нм3/кмоль);

µ_k– k компонентінің молярлық салмағы, килограмм /кмоль;

V – қалыпты жағдайдағы бір моль газдың көлемі, м³/кмоль.

11. Көрсеткіш:

k компонентінен құралған газдың (қоспаның) орташа салмақтандырылған тығыздығы ЭЕҚ-да төмендегі формуламен анықталады:

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:

(3)

мұндағы:

d_k– k компонентінен құралған газдың (қоспаның) орташа салмақтандырылған тығыздығы, (килограмм /кмоль)/(нм³/кмоль);

V_DG,_i,_k(%) – і газдағы k компонентінің таза көлемдік үлесі, %; (мониторинг жоспарына және қондырғының жалпы өндірістік практикасына сәйкес сынаманы іріктеу нүктелеріндегі газдың компонентті құрамының зертханалық талдауымен анықталады);

MW_k - k компонентінің молярлық тығыздығы, (килограмм /кмоль)/(нм³/кмоль).

12. Газдың компоненттік құрамы жеке өндірістік зертханада немесе Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес осындай талдау жүргізу үшін аккредиттелген сырттағы ұйымның аккредиттелген зертханасын тарта отырып аккредиттелген тәуелсіз зертханада құралдық әдістерімен ұдайы анықталады.

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 тіркелген.

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

14. 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.

15. 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.

16. 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.

17. 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 "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Қазақстан Республикасының Кодексі 142-бабының 1-тармағына сәйкес кен орындарын игерудің бекітілген жобалау құжаттарында көрсетілген газдың компоненттік құрамы туралы деректер пайдаланылады.

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

19. Жанғыш газдарды қолданатын қондырғылардың өндірістік практикасы әрбір технологиялық қондырғылардың және СО₂ шығарындыларының әрбір көздеріндегі жанғыш газдың барлық түрлерінің толық компоненттік құрамын өлшеуді қарастыра бермейді. Дегенмен, бұл ретте стандарттық практика аясында қондырғыларда СО₂ шығарындылары жанама анықталуы мүмкін деректер өлшенеді және құжатталынады. Мұндай деректерге газдардың тығыздығы, жылу шығару қабілеттігі, газдағы көміртегінің салмақтық/мөлшерлік үлесі жатады.

20. СО₂ шығарындыларының коэффициентін ЭЕҚ-ны қолдана отырып, компоненттік құрамы туралы жеткілікті деректердің болмауына байланысты осы Әдістеменің 9-тармағының формуласы бойынша анықтау мүмкін болмаған жағдайда, келесі деректер қолданылады:

табиғи газ үшін үнсіз келісім бойынша осы Әдістеменің 16-тармағына сәйкес табиғи газ үшін СО₂ шығарындыларының жалпы коэффициенттері және/немесе тығыздығының мәндері пайдаланылады;

басқа жанғыш газдар үшін үнсіз келісім бойынша осы Әдістемеге қосымшаның 1 және 2-кестелерінде көрсетілген тығыздық, газдағы көміртегінің үлесі және СО₂ шығарындылары коэффициенттерінің мәндері қолданылады.

21. 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 қантарына дейін;

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

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

EF_i,_y _(көл.)= P_i,_y _өлш./Р_кесте. ˟ EF_{кесте.(көл.)},

(4),

мұндағы:

EF_i,_y(көл.) – y жылында і процесі/газдың көзі үшін СО₂ шығарындыларының көлемдік коэффициентінің есептік мәні, СО₂т/1000 газдың стандартты текше метрі;

Р_i,_y _өлш – аспаптық әдіспен өлшенетін у жылы үшін і процесінен болған жанғыш газдың тығыздығы, килограмм/стандартты текше метр;

Р_кесте–осы Әдістемеге қосымшаның 2-кестесіне сәйкес үнсіз келісім бойынша тығыздық, килограмм/стандартты текше метр;

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

Көрсеткіш:

СО₂ салмақтік шығарындыларының жалпы коэффициенті:

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:

EFi,y масс = EFi,y (көл.) /Pi,yөлш,

(5),

мұндағы:

EF_i,_y(салм.) – y жылында і процесі/газдың көзі үшін СО₂ шығарындыларының салмақтік жалпы коэффициентінің есептік мәні, СО₂ тоннасы/газ тоннасы;

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

Р_i,_y _өлш – аспаптық әдіспен өлшенетін у жылы үшін і процесінен болған жанғыш газдың тығыздығы, килограмм/стандартты текше метр.

Көрсеткіш:

Жылу шығару қабілеттілігінің көлемдік мәні:

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

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

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

NCV _i,_y (көл.) = P_i,_y _өлш./P_кете˟ NCV_{кесте(көл.)}

(6),

мұндағы:

NCV_i,_y(көл.) – у жылына і процесінен жанғышгаздың көлемдік жылу шығару қабілеттілігін есептеу мәні, терраджоуль/1000 стандартты текше метрі;

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

Көрсеткіш:

Газдағы көміртегінің көлемдік үлесінің мәні:

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:

µ_i,_y(салм.)– = P_i,_y _өлш./P_кете˟ µ_{кесте(көл.)},

(7),

мұндағы:

µ_i,_y(көл.)– y жылындаі процесі/газдың көзі үшін газдағы көміртегінің көлемдік үлесінің есептік мәні, бірліктер үлесі;

Р_i,y _өлш – аспаптық әдіспен өлшенетін у жылы үшін і процесінен болған жанғыш газдың тығыздығы, килограмм/стандартты текше метр;

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

Көрсеткіш:

Газдағы көміртегінің жалпы үлесінің есептік мәні:

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:

µ_i,_y(салм)= µ_i,_y(көл.)/P_i,_yөлш.,

(8),

мұндағы:

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

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

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

Көрсеткіш:

Жанғыш газдан болған СО₂ 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:

Е(СО₂) =EF_J,_кесте ×NCV_i,_yкөл.,

(9),

мұндағы:

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

EF_J,_кесте–осы Әдістемеге қосымшаның 2-кестесіне сәйкес энергетикалық шығу бірлігіне СО₂ шығарындылары коэффициентінің кестелік мәні, СО₂ тонна/терраджоуль;

NCV_i,_y–осы Әдістемеге қосымшаның 2-кестесіне сәйкес жанғыш газдың төмен көлемдік жанудан жылу шығару мәні, терраджоуль/1000 стандартты текше метрі.

Жанғыш газдарды жағудан
болған парниктік газдар
шығарындыларын есептеу
әдістемесіне
қосымша

1-кесте

Жанғыш газдар үшін үнсіз келісім бойынша коэффициенттер

Газдың атауы	Өнеркәсіптік үдеріс/Газдың көзі	Газдың тығызд.(станд. жағдайда)	Газдағы көміртегінің салмақтық/көлемдікүлесі		Газды жағу кезінде СО₂ шығарындыларының коэффициенті			Жанудың төменгі көлемдік жылуы t–20^оС. р–101325 Ра
		Кг/шаршы метр	C m/ газ m	Cm/газдың1000 шаршы м	CО₂ m/газ m	CО₂ m/1000 шаршы метр	CО₂ m/ТДж	ТДж/1000 шаршы метр
Кокс	Кокс өндірісі	0,45	0,5047	0,2271	1,8495	0,8323	48,0999	17302,60
Жартылай коксты	Шұбаркөл разрезі көмірінен (арнайы кокс) жартылай кокс өндірісі	0,91	0,17	0,15	0,60	0,54	70,85	7642,76
Доменді газ	Қайта өнделген шойын қорыту	1,30	0,2004	0,2605	0,7343	0,9545	217,6221	4386,22
Доменді газ	Құйылмалы шойынды қорыту	1,30	0,1838	0,2389	0,6734	0,8754	189,3770	4622,33
Конвенторлы газ	Болат қорыту	1,40	0,3657	0,5120	1,3400	1,8760	194,7959	9630,68
Ферроқорытпагазы	Феррохром өндірісі	1,26	0,3589	0,4522	1,3151	1,6570	176,8031	9371,85
Ферроқорытпагазы	Силикомарганец өндірісі	1,26	0,3811	0,4802	1,3965	1,7596	179,6387	9795,26
Ферроқорытпагазы	Ферросилиция өндірісі	1,26	0,3621	0,4562	1,3267	1,6716	172,0869	9713,59
Ферроқорытпагазы	Ферромарганец өндірісі	1,26	0,3927	0,4949	1,4391	1,8133	174,3199	10401,92

2-кесте

Көлемдік көрсеткіштердің кестелік мәндері

Газдың атауы	Газ /үдеріс көзі	Газдың тығыздығы (станд.жағдайда)	Газдағы көміртегінің салмақтық/көлемдікүлесі		Газды жағу кезінде СО₂ шығарындыларының коэффициенті			Жанудың төменгі көлемдік жылуы t–20^оС.р–101325 Ра
		Кг/шаршы метр	C m/ газ m	Cm/газдың 1000 шаршы м	CО₂ m/газ m	CО₂ m/1000 шаршы метр	CО₂ m/ТДж	ТДж/1000 шаршы метр
		Ркесте	мкесте(салм.)	мкесте(көл.)	EFкесте (салм.)	EFкесте (көл.)	EFJ,кесте	NCVкесте (көл.)
Мұнай зауыты газы	Мұнайды алғашқы айдау қондырғылары (өңдеусіз газ отынын тікелей қолдану)	1,93	0,8184	1,5795	2,9987	5,7875	64,8686	89219,26
Мұнай зауытыгазы	Газ сүзгіштерінен және/немесе аминді тазалаудан кейінгі құрғақ газ	1,58	0,7998	1,2637	2,9307	4,6306	63,6540	72745,67
Мұнай зауыты газы	Қысым астындағы мазутты термикалық крекинг (вискрекинг)	1,89	0,8171	1,5443	2,9940	5,6586	64,7429	87401,40
Мұнай зауыты газы	Баяулатылған кокстеу	1,53	0,8068	1,2344	2,9562	4,5230	63,5517	71169,70
Мұнай зауыты газы	Каталитикалық крекинг (бензиндік, кәдімгі режим)	1,99	0,8095	1,6110	2,9663	5,9029	65,364	90308,07
Мұнай зауыты газы	Каталитикалық реформинг (кәдімгі режим)	1,87	0,8066	1,5084	2,9556	5,5270	64,9432	85104,48
Мұнай зауыты газы	ДО гидротазалау	1,44	0,8059	1,1605	2,9529	4,2522	62,9705	67526,12
Қайтымды ("қышқыл") газ	Алауды жағуға күкірт тазалау қондырғыларының қайтымды газдары	1,45	0,0197	0,0285	0,0721	0,1045	5,0964	20509,44
Ілеспе мұнай газы	Жоғары қысымды жылу агрегаттары мен алауларда жағу	1,13	0,7424	0,8389	2,7204	3,0740	61,3524	50104,42
Ілеспе минай газы	Төмен қысымды алауларда жағу	1,36	0,7620	1,0363	2,7922	3,7974	62,5716	60688,18

Қазақстан Республикасы
Экология, геология және
табиғи ресурстар министрі
2021 жылғы 13 қыркүйектегі
№ 371 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 Экологиялық 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. Осы Әдістемеге және және Кодексінің 293-бабының 4 тармағына сәйкес мониторингі жоспарының нысанына сәйкес (бұдан әрі – Мониторинг жоспары) қондырғы операторы отындардың саны, сапасы және элементті (компоненттік) құрамы туралы деректер бойынша мониторингілеуді жүзеге асырады.

5. Қондырғы операторы CO2 жылдық шығарындысының анықтау кезінде мынадай деректерді пайдаланады:

1) есептік кезеңде қондырғының нақты деректері бойынша табиғи отынның түрлері, маркалары, кен орындары бойынша шығыны;

2) талдау нәтижелері бойынша жағылатын отынның жұмыс массасына келетін көміртегінің құрамы. Қондырғы операторы отынмен жабдықтаушы ұсынған отындағы көміртегі құрамы туралы деректерді пайдаланады немесе аккредиттелген жеке зертханасының нәтижелері бойынша немесе Кодекстің 132-бабының 9-тармағына сәйкес осындай талдау жүргізу үшін аккредиттелген сырттағы ұйымның аккредиттелген зертханасын тарта отырып, отынның жұмыс массасына келетін көміртегінің құрамына талдау жүргізеді;

3) отынның механикалық толық жанбауы салдарынан жоғалған жылу;

4) жағылатын отынның компоненттік құрамы.

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:

М_CО2 = 0,01× В_таб × (44/12) × С^р × (1 – 0,01 q₄), (1),

мұндағы:

М_CО2 - қатты және сұйық отынды жағу кезіндегі СО₂ жалпы шығарындылары;

В_таб – есептік кезеңдегі табиғи қатты және сұйық отынның шығыны, тонна;

44/12 –көмір қышқыл газындағы көміртегін қайта есептеу коэффициенті;

С^р – отындағы жұмыс массасына келетін көміртегі мөлшері, пайыздар;

q₄ –қатты және сұйық отынның механикалық толық жанбауы салдарынан жоғалған жылу, пайыздар.

Бұл көрсеткіш қалдықтардағы және қалдыққа кеткен жанар май құрамының Бұл көрсеткіш шлактағы және алып кетудегі жанғыш заттардың құрамына талдау жасау негізінде есептеледі. Талдау Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті өндірістік зертханада немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханада жүзеге асырылады. Талдау болмаған жағдайда, қондырғы операторы қатты және сұйық отынның жануының механикалық толық болмауы салдарынан 3 пайызға тең жылу шығынын қабылдайды. Отынның жануы механикалық толық болмауы салдарынан жылу шығыны есепті кезеңде орташаланған нақты деректер бойынша анықталады

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 өзінің өндірістік зертханасының немесе тәуелсіз зертхананың нәтижелері бойынша ұсынады.

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

7. ЖЭС-те, ЖЭО-да және қазандықтарда қондырғы операторының отындық теңгерімінде үлесі 1 пайыздан төмен өндіріс қалдықтары мен отынның басқа түрлерін жаққан кезде қондырғы операторы осы отынның (қалдықтардың) түрлерін жағудан болатын СО₂ шығарындыларының нақты көлемін есептеу үшін қабылданған халықаралық әдістемелерді пайдаланады. Пайдаланылған өзге отын түрлері туралы мәліметтер Мониторинг жоспарының 13.2-тармағының 2) тармақшасында көрсетілген.

8. Қондырғы операторлары есептік жылдағы отынның барлық түрлері бойынша СО₂ шығарындыларын есептеу нәтижелерінің жиынтығын береді.

9. Сұйық отынның стандартты коммерциялық түрлеріндегі көміртегінің құрамын анықтау үшін қондырғы операторы отынмен жабдықтаушы ұсынған көміртегінің құрамы туралы деректерді қолданады. Жабдықтаушы ұсынған деректер болмаған жағдайда, қондырғы операторы Кодекстің 294-бабының 3 тармағына сәйкес әзірленген мұнай және газ өндіретін кәсіпорындардың қондырғылары үшін Парниктік газдар шығарындыларын (көміртегі қос тотығы мен метанның жалпы шығарындыларын) есептеу жөніндегі әдістемеге (бұдан әрі - Мұнай және газ жөніндегі әдістеме) сәйкес сұйық отынды пайдаланудан болған шығарындыларды есептейді.

10. Тақта тастарды жағатын қондырғылар үшін СО₂ шығарындыларын есептеу кезінде карбонаттар ыдырағанда (диссоциация) түзілетін СО₂ ескеріледі.

Сланецтерді жағу кезінде СО₂ шығарындылары келесідей есептеледі:

Көрсеткіш:

Тақта тастарды жағу кезіндегі СО₂ 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:

М_CO2 = 0,01× В_нат×[(44/12) С^р +(СО₂)_к^k] ×(1 – 0,01 _q4), (2),

мұндағы:

М_CO2– тақта тастарды жағу кезіндегі СО₂ шығарындылары, тонналар;

В_таб – есептік кезеңдегі табиғи қатты және сұйық отынның шығыны, тонналар;

44/12 –көмір қышқыл газындағы көміртегін қайта есептеу коэффициенті;

С^р – отындағы жұмыс массасына келетін көміртегінің құрамы, пайыздар;

(СО₂)_k – карбонаттар көміртегінің қос тотығы, пайыздар;

k – қабатты жағу кезінде 0,7, алаулы жағуда - 1,0 қабылданатын карбонаттардың ыдырау дәрежесі;

q₄ –қатты және сұйық отынның механикалық толық жанбауы салдарынан жоғалған жылу, пайыздар.

Бұл көрсеткіш шлактағы және алып кетудегі жанғыш заттардың құрамына талдау жасау негізінде есептеледі. Талдау Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес меншікті өндірістік зертханада немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханада жүзеге асырылады. Талдау болмаған жағдайда, қондырғы операторы қатты және сұйық отынның жануының механикалық толық болмауы салдарынан 3 пайызға тең жылу шығынын қабылдайды. Отынның жануының механикалық толық болмауы салдарынан жылу шығындары есепті кезеңде орташаланған нақты деректер бойынша анықталады.

11. Газ тәріздес отынның жануынан болған СО₂ шығарындылары мынадай есептелінеді:

Көрсеткіш:

Газ тәріздес отынның жануынан болған СО₂ 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:

Мсо₂ = ∑В_DG×EF_DG,i,_y, (3),

мұндағы:

Мсо₂ - газ тәріздес отынның жануынан болған СО₂ шығарындылары;

В_DG – есептік кезеңдегі тиісті компоненттік құрамдағы газ тәріздес отынның шығыны, тонналар;

EF_DG,_i,y – Жанғыш газдарды жағу жөніндегі әдістемеге сәйкес шығарындылар коэффициенті, СО₂ тоннасы/отын тоннасы.

Газ тәріздес отынды жағудан болған СО₂ шығарындыларының коэффициентін есептеуді қондырғы операторы Кодекстің 294-бабының 3 тармағына сәйкес әзірленген Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу жөніндегі әдістемеге (бұдан әрі - Жанғыш газдарды жағу әдістемесі) сәйкес жүргізеді. Газдың компоненттік құрамының талдамалы бақылау мерзімділігін қондырғы операторы өз бетінше немесе өнім берушінің газ тәріздес отынның стандарттық сапасын сатып алу (жеткізу) шарттарына сәйкес белгілейді және Мониторинг жоспарының 13.2-тармағының 1) тармақшасында көрсетеді.

3 тарау. Жылу электр станцияларының, жылу электр станциялары мен қазандықтардың қазандықтарынан метан және азот тотығы шығарындыларын есептеу

12. ЖЭО, ЖЭО және қазандықтардың қазандарынан метан (бұдан әрі - СН4) және азот оксиді (бұдан әрі - N2O) қатты, газ және сұйық отынды жағудан шығатын газдарды есептеу кезінде осы Әдістеменің 11-тармағында көрсетілген формула қолданылады.

Бұл жағдайда и EFN20 тиісті шығарындылар коэффициенті қолданылады.

Газ тәріздес отынды жағудан болған СН4 және N2O шығарындыларының коэффициентін есептеуді қондырғы операторы Кодекстің 294-бабының 3 тармағына сәйкес әзірленген Жанғыш газдарды жағу әдістемеге сәйкес жүргізеді.

13. Парниктік газдар шығарындыларын эквивалент тонна СО₂-мен есептеу кезінде Кодекстің 282-бабының 3-тармағына сәйкес жылынудың ғаламдық әлеуеттері қолданылады.

Қазақстан Республикасы
Экология, геология және
табиғи ресурстар министрі
2021 жылғы 13 қыркүйектегі
№ 371 бұйрығына
3 қосымша

Мұнай және газ өндіретін қондырғылардан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Мұнай және газ өндіретін қондырғылардан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) Қазақстан Республикасының Экологиялық кодексінің (бұдан әрі – Кодекс) 294-бабының 3 тармағына сәйкес әзірленді және мұнай мен газ өндіретін қондырғылардан парниктік газдар шығарындыларын есептеуге арналған.

2. Осы әдістемеде мынадай терминдер мен ұғымдар пайдаланылады:

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

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

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

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

5) алынған ілеспе мұнай газының (бұдан әрі –ІМГ) мөлшері – таңдалған уақыт кезеңіндегі байланған немесе еркін ІМГ-нің ерітінді түрінде кен орнынан/ұңғымадан алынған ІМГ-нің жалпы мөлшері;

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

7) қондырғы операторы - меншігінде немесе өзгедей заңды пайдалануында қондырғысы бар жеке немесе заңды тұлға;

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

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

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

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

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

2-тарау. Мұнай және газ өндіретін қондырғылардан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу

4. Көрсеткіш:

Қондырғының жиынтық парниктік газдар 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:

мұндағы:

E_TOTAL– жиынтық шығарындылар, тонна СО₂-эквивалент;

E_gas,_COMB,_y– у жылында газ тәріздес отын түрлерін жағудан болған жылдық СО₂ шығарындыларының жиынтығы (табиғи газ, ілеспе мұнай газы, газлифтті газ, құрғақ газ және басқалар), тонна СО₂-эквивалент;

E_liq,_COMB,_y–сұйық отын түрлерін жағудан болған жылдық жиынтық шығарындылар, тонна СО₂-эквивалент;

- жылжымалы немесе стационарлық агрегаттарда және резервті көздерде сұйық отынды жағудан болған шығарындылар, тонна СО₂-эквивалент;

E_flare,_y –– ілеспе мұнай газын алауда жағудан болған СО₂ шығарындылары, тонна СО₂-эквивалент;

- өндірістік алаңда ағып кету және авариялық төгінділерден болған жалпы жылдық шығарындылар, тонна СО₂-эквивалент;

– ІМГ нормаланатын технологиялық ысыраптарынан C жылдық жиынтық шығарындылары, тонна СО₂-эквивалент .

Егер өлшем бірлігі тонна болған жағдайларда, дөңгелектеу үтірден кейін екі санға дейін жүргізіледі.

5. Көрсеткіш:

Газ тәріздес отынды жағудан болған парниктік газдардың жалпы жылдық 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:

E_gas, _COMB,_y = E_gas,_j, _y + E_gas,_d,_y, (2),

ұндағы:

E_gas,_COMB,_y – у жылында газ тәріздес отын түрлерін жағудан болған жылдық көміртегі қос тотығы (бұдан әрі – СО₂) шығарындыларының жиынтығы (табиғи газ, ілеспе мұнай газы (бұдан әрі – ІМГ), газлифтті газ, құрғақ газ және басқалар), тонна СО₂-эквивалент;

E_gas,_j,_y – у жылында j газ тәріздес отын түрін жағудан болған СО₂-экв. шығарындылары, тонна СО₂ -эквивалент;

E_gas,_d, _y – у жылындаj газ тәріздес отынның басқа түрлерін жағудан болған СО₂- эквивалент шығарындылары, тонна СО₂ – эквивалент.

7. Көрсеткіш:

Газ тәріздес отынды жағудан болған парниктік газдардың 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:

мұндағы:

E_gas,_j,y – у жылында j газ тәріздес отын түрін жағудан болған СО₂-экв. шығарындылары, тонна СО₂ -эквивалент.

FC_DG,_i,y,_GF – у жылында i кен орны үшін ІМГ тұтыну, ст.м³;

EF_DG,_i,y – у жылында i кен орны үшін ІМГ шығарындыларының коэффициенті, тонна СО₂/ст.м³отын;

Жылу шығару қабілетінің мәні отынның кәсіпорындағы ІМГ шығарындыларының коэффициентін есептеу кезінде ескерілген, ол Кодекстің 294-бабының 3 тармағына сәйкес әзірленген Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын (көміртегі қос тотығы шығарындыларының коэффициентін) есептеу әдістемесіне сәйкес электрондық есептеу құралы бойынша (бұдан әрі – ЭЕҚ) есептеледі.

СН4 шығарындыларын есептегенде нәтиже эквивалент тонна СО₂-мен есептеу кезінде Кодекстің 282-бабының 3-тармағына сәйкес жылынудың ғаламдық әлеуеттері қолданылады.

8. Алынған ІМГ-ның мөлшері екі әдіспен: есептеу әдісі және алынған ІМГ-ның көлемін тура өлшеу әдісі анықталады

Есептеу әдісі газдық фактор көрсеткішін қолдануға негізделеді.

8.1. Көрсеткіш:

Қондырғыда ІМГ-ны жалпы тұтыну:

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:

мұндағы:

FC_DG,_i,y,GF – у жылында i кен орны үшін ІМГ-н тұтыну, стандартты текше метр;

FP_oil,_m – mобъектілер/орындарбойынша алынған мұнай ресурстарының мөлшері, т;

GOR_i,_n – n ұңғымасынан i кен орны үшінгаз факторы, мұнайдың стандартты текше метр /газдың т;

FC_DG,_i,_y,_import– газ дайындау қондырғысына келетін ІМГ-ның мөлшері, стандартты текше метр.

Газдық фактордың шамасы төменде көрсетілген әдістердің бірін қолдану арқылы консервативті анықталады:

Орташа өлшемді газдық фактор әдісі.

8.2. Орташа өлшенген газ факторы бойынша тәсіл.

Көрсеткіш:

Кен орны үшін газдың факторы:

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:

мұндағы:

GOR_i,_n – n ұңғымасынан i кен орны үшін газдың факторы, газдың ст.м3/мұнайдың т;

GOR_m – объекті (орын) бойынша қабатты жағдайдағы кен орындарын "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Қазақстан Республикасының Кодексі 142-бабының 1-тармағына сәйкес регламенттеуші мұнайдағы газ құрамының көрсеткіші бойынша берілген кен орнының әзірлемесін регламенттеуші соңғы бекітілген құжат жобасына сәйкес және есептік жылдағы қабаттарға және объектілерге сәйкес ұңғыманың орташа тәуліктегі дебиті және көлемі туралы мәліметтерге есептелген.

FP_oil,_m – mобъектісі/орны бойынша алынған мұнай ресурсының мөлшері, т;

m – тиісті орынды білдіретін индекс.

Газдық фактордың консервативті мәні бойынша тәсілі

Орташа өлшемді газдық фактордың әдісі бойынша есептеу мүмкін болмаған жағдайда, сондай-ақ жылына 1 миллион стандартты текше метрден астам ІМГ өндіретін кен орындары үшін есептіліктің барлық кезеңіне жалпы кен орындары белгілінген газ факторының консервативті мәні қолданылады.

Есептеу әдісі егер мұнайдың қабатты қысымы мұнайдың газбен қанығу қысымының мәнінен асқанда қолданылады.

ІМГ-ны ұңғымалы өндіру туралы деректер

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

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

9. 3 миллион стандартты текше метрден астам ІМГ-ны өндіретін кен орындары үшін есептеу әдісі және тура өлшеу әдісі, сондай-ақ әртүрлі әдістермен алынатын салыстырмалы деректер қолданылады. Парниктік газдар шығарындыларын есептеу үшін ІМГ-ның (консерваторлы) ең көп мөлшер 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.

10. Егер мәндердің шашыраңқылығы 20 пайыздан асқан жағдайда, Валидациялау және верификациялау жөніндегі органы өкілінің қатысуымен сепарация сатыларында бөлінетін ІМГ-ның мөлшерін құралдармен өлшеуді іске асырады.

11. ІМГ теңгерімін құру кезінде, парниктік газдар шығарындыларын есептеу үшін кәсіпорындар шекараларында пайдалы жылу және электр энергияларының өндірісіне жұмсалып жатқан газдың сол мөлшеріғана қабылданады.

12. ІМГ үшін CО₂ шығарындыларының коэффициенті ЭЕҚ сәйкес оның компонентті құрамы ескеріле отырып есептелінеді.

13. ІМГ компонентті құрамы кен орындарының геологиялық объектілерінің (қабаттар, орындар) әрқайсысы үшін ұдайы құралдық әдістермен анықталады. Сондай-ақ компонентті құрамды есептілік құжаттарынан (есеп беру және мониторинглеу кезеңінен алдыңғы жылдардың) мұнай және ІМГ-ның физикалық-химиялық қасиетін талдау арқылы анықталады.

14. Көрсеткіш:

Газ тәріздес отынның басқа түрлерін жағудан болған СО₂ 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:

E_gas,_d, _y – у жылында j газ тәріздес отынның басқа түрлерін жағудан болған СО₂ шығарындылары, СО₂ тонна – эквивалент;

FC_d,_i,_y, – у жылында i кен орны үшін газ тәріздес отынның басқа түрлерін пайдалану жиынтығы, стандартты текше метр;

EF_d,_y– жылына газ тәрізді отын шығарындыларының коэффициенті у, тонна СО₂ / стандартты текше метр.

15. Газ қондырғының технологиялық процестерінде шикізат ретінде қолданылмайтын газ тәріздес отынның көлемі ескеріледі де сырттағы тұтынушыға беріледі.

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.

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

17. 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 қантарына дейін;

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

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

E_liq,_COMB,_y – сұйық отын түрлерін жағудан болған жылдық шығарындылар жиынтығы,т СО₂-экв.;

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

NCV_liq,_p._y – у жылында р типті сұйық отынның жылу шығару қабілеттілігі, ТДж/т;

EF_liq,_p._y– у жылында р типті сұйық отын шығарындыларының коэффициенті, СО₂тонна/ТДж.

18. Өндірістік алаңдарында жылу және/немесе электргенерациялайтын стационарлық жабдықпен тұтынған сұйық отынның мөлшері отын шығынын өлшеу құралымен тура өлшеу негізінде анықталады. Парниктік газдар шығарындыларын есептеу үшін қондырғы шекарасында пайдалы жылу және электр энергиясын өндіруге жұмсалатын сұйық отынның сол мөлшері қабылданады.

19. Сұйық отынның жылу шығару қабілетін алу үшін Кодекстің 132-бабының 8-тармағына сәйкес сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертханада осындай отын үшін жылу шығару қабілетіне зертханалық талдау жүргізіледі. Калориялық құндылықты талдаудың жүйелілігі соңғы екі жылдағы тарихи деректермен анықталады. Егер Тарихи деректер болмаса, талдаудың жүйелілігі келесідей анықталады:

1) стандартты емес отынды тұтыну бойынша салым 1 пайыз сұйық отынның барлық түрлерін жалпы тұтынудан: отын маңызсыз болғандықтан, қарастырылмайды;

2) стандартты емес отынды тұтыну бойынша салым 1-5 пайыз сұйық отынның барлық түрлерін жалпы тұтынудан: тоқсанына 1 рет;

3) стандартты емес отынды тұтыну бойынша салым 5-15 пайыз сұйық отынның барлық түрлерін жалпы тұтынудан: айына 1 рет;

4) стандартты емес отынды тұтыну бойынша салым 15 пайыз сұйық отынның барлық түрлерін жалпы тұтынудан: аптасына 1 рет.

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.

21. Көрсеткіш:

Жылжымалы немесе стационарлық агрегаттарда және резервті көздерде сұйық отынды жағудан болған шығарындылар:

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:

мұндағы:

- жылжымалы немесе стационарлық агрегаттарда және резервті көздерде сұйық отынды жағудан болған шығарындылар, тонна СО₂;

– у жылында іөндірістік алаңдар аясында жағу үшінp сұйық отынын тұтыну, л;

– осы Әдістемеге қосымшаның 19-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/МДж;

rp.y – р сұйық отынның тығыздығы, кг/текше метр.

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.

22. Егер кен орнының шекарасы шегінде ІМГ кәдеге жарату үшін алаулы жағу қолданылатын болса. Мұндай жағдайда алау жағудан СО₂ шығарындылары былайша есептеледі:

Көрсеткіш:

ІМГ-ны алауда жағудан болған СО₂ 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:

Өндірістік алаңның (кен орнының) шекарасында ІМГ кәдеге жарату үшін алауды жағу қолданылатын болса, алауды жағудан болған СО₂ шығарындылары келесі формула бойынша есептеледі:

мұндағы:

Eflare,y – ІМГ-ны алауда жағудан болған СО₂ шығарындылары, тонна СО₂ -эквивалент;

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

EFDG,flare,i,y–у жылында iөндірістік алаңында алауда кәдеге жаратылған ІМГ шығарындыларының коэффициенті, тонна СО₂/ стандартты текше метр ЕЭҚ сәйкес есептелінеді;

OF –0,995 – метанды алауда жаққан кездегі тотығу коэффициенті.

Алауда кәдеге жаратылған ІМГ мөлшері алау қондырғысына алып келетін жолды тура өлшеу негізінде анықталады (газ шығынын есептеу құралымен). Құралдық әдіспен шығынды анықтау мүмкін болмаған жағдайда, шығын газ теңгерімі ескеріле отырып, анықталады.

Кен орындарында жоғары құрамды ІМГ бар мұнай алынған жағдайда, (газ факторының жоғары мағынасымен) мұнайды газсыздандыру кезінде қысымның көтерілуі және технологиялық қондырғылардың (мұнай газ сепараторларының, соңғы сепарациялық қондырғылардың, газды сепараторлардың) апатты түсіру тетіктерінің іске қосылуы нәтижесінде ІМГ-ның атмосфераға шығарындыларын мерзімді шығаруы орын алады. Бұл шығарындылар қондырғының өз қажеттілігіне жұмсалатын мұнай және газдың технологиялық шығындарының нормативтері ескерілмейтін кәсіпорынның басқарушы нормативтік құжаттары аясында есепке алуға жатпайды.

23. Парниктік газдар шығарындыларын бағалау үшін қондырғыда осындай жағдайдың болу тәуекелін бағалау рәсімі енгізіледі және технологиялық қондырғылардан ІМГ-дың сыртқа ағып кетуінен және апатты төгіндісінен метан шығарындыларының есебі жүргізіледі. Аталған шығарындылардың есебі төгінділер көлемі туралы мәліметтерді қамтитын сыртқа ағып кету/апатты төгінділер туралы ресми есептілік деректерге негізделеді.

Көрсеткіш:

Ағып кетулерден және авариялық тастандылардан СН4 жылдық 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:

мұндағы:

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

FPDG,i,y,GF-у жылында i өндірістік алаңда мұнайды газсыздандыру кезінде сепарация сатысынан құралған ІМГ мөлшері, стандартты текше метр;

MDG,i,y,CH4 –у жылына i өндірістік алаңда ІМГ-дағы метанның құрамы;

GWPCH4 – Кодекстің 282-бабының 3-тармағына сәйкес СН4 ғаламдық жылыну коэффициенті.

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

ІМГ шығарындыларының белгілі көлемі бойынша СН4 шығарындылары келесі түрде есептеледі:

Көрсеткіш:

ІМГ-нің технологиялық шығындыларынан болған жалпы жылдық СН4 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:

мұндағы:

– ІМГ-нің технологиялық шығындыларынан болған жалпы жылдық СН4 шығарындылары, тонна СО₂-эквивалент.;

– у жылындаi кен орындарында ІМГ-нің жалпы технологиялық шығындары, стандартты текше метр;

16 – СН4 молекулярлық салмағы, кг/кг моль;

22,4 – 1 мольді газдың қалыпты жағдайдағы көлемі , кг/моль;

MDG,i,CH4 – газдағы СН4 молекулярлық үлесі, кг/.

GWPCH4 –– Кодекстің 282-бабының 3-тармағына сәйкес СН4 ғаламдық жылыну коэффициенті.

3-тарау. Парниктік газдар шығарындыларын мониторингілеу үшін деректер жинау және сақтау

25. Мониторинг негізінде қондырғы операторы парниктік газдар шығарындыларының көздерін шығарындылардың деңгейі бойынша бөледі. Парниктік газ шығарындылары бойынша мониторингілеу және есептілік кезінде кейбір шығарындылар көздері жалпы шығарындыларға елеулі үлес қоса алады, ал шығарындылардың басқа көздері керісінше, мұнайгаз өндіретін кәсіпорынның жалпы шығарындыларына болар-болмас үлес қосады. Бұл ретте деректерді жинау, деректер сапасын бақылау және есептілік бойынша формалды талаптар екеуіне де бірдей қойылады. Демек мониторингілеу және есептілік кезінде деректерді бақылау деңгейі ескеріледі. Осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесінде деректерді бақылаудың ұсынылған деңгейлері беріледі, олардың негізінде көздер парниктік газдар шығарындыларын есептеу кезінде қараудан және мониторинг жоспарына қосудан алынып тасталды.

26. Пайдаланылған отынның мөлшерін бақылау мақсатында есептік жылдың соңында әрбір шығарындының көзі бойынша отынның мөлшері есептелініп, парниктік газдар шығарындыларын түгендеу туралы есепте көрсетіледі. СО₂ шығарындыларын есептеу үшін барлық бастапқы деректерді өлшеуге, жинауға, сақтауға және мәліметтерге қойылатын талаптар осы Әдістемеге қосымшаның 2-кестесінде көрсетілген.

27. Қондырғы операторлары шығарындыларды мониторингілеуге сәйкес есептеу әдістерін және өлшемдердің мерзімділігін жүзеге асырады. Тұтынылатын отын туралы деректерді қондырғы операторы мұрағаттайды және өзінде сақтайды.

28. Қалдық газдарды шығару жүйесінен СО₂ жылдық шығарындылары мынадай формула бойынша есептеледі:

Еtail gas = ∑ TG ×MFCO2/100, (11),

мұндағы:

Е tailgas – қалдық газдарды шығару жүйесінен СО₂ жылдық шығарындылары, тонна СО₂-эквивалент;

TG – қалдық газдардың саны, тонна;

MFCO2– қоспадағы СО₂ массалық үлесі, % масса.

Мұнай және газ өндіретін
қондырғылардан болған
парниктік газдар
шығарындыларын есептеу
әдістемесіне
қосымша

1-кесте

Парниктік газдарды есептеу және мониторинг жоспарына қосу кезіндегі көздер қараудан алынып тасталуы мүмкін деректерді бақылаудың ұсынылған деңгейлері

Қондырғы санаттары (кәсіпорындар)	Қызмет туралы деректерді өлшеуде жіберілген ең көп кемшілік	Мониторингтен алынып тасталуы мүмкін деректер
А (<50 000 т СО₂-экв./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 т СО₂-экв./жыл)	5	Қызметтен болған шығарындылардың кез келген бірлі-жарымды көздерінің парниктік газдардың жалпы шығындыларына жалпы үлесі 5 пайыздан аспайды
В (> 500 000 т СО₂-экв./жыл)	2,5	Қызметтен болған шығарындылардың кез келген бірлі-жарымды көздерінің парниктік газдардың жалпы шығындыларына жалпы үлесі 2,5 пайыздан аспайды

2-кесте

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

№	Белгіленуі	Шамасипаттамасы	Бастапқы деректер көзі	Өлшем бірлігі	Параметрді анықтау үлгісі: Өлшенетін/есептелетін/бағаланатын	Анықтаудың және жинақтаудың ұсынылған мейлінше аз жиілігі	Сақтау әдісі	Түсіндірмелер
1		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	т	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 нұсқадажәне электронды
2		і кен орнындағы ілеспе мұнай газын жағу кезінде СО₂ шығарындыларының коэффициенті	"Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын (көміртегі қос тотығы шығарындыларының коэффициентін) есептеу жөніндегі әдістеме" әдістемелік ұсынымдарға сәйкес	СО₂ т/т	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	нм3	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.	МДж/нм3	Өлшенетін	Айына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды	Резервтік нұсқа: КӨСҮТ2006 мағынасыжасырыннемесе белгілі компоненттік құрам бойынша анықтау.
5		Кәсіпорында у жылына J типтес газ тәрізді отынның шығарындыларының коэффициенті	"Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын (көміртегі қос тотығы шығарындыларының коэффициентін) есептеу жөніндегі әдістеме" әдістемелік ұсынымдарға сәйкес	СО₂ т/т	Есептелетін	"Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын (көміртегі қос тотығы 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	т	Өлшенетін	Үздіксіз, мәліметтер 1 айға беріледі	Қағаз нұсқада және электронды
7		m орын/объектісібойынша алынған мұнай ресурстарының мөлшері	Мониторингтің есепті кезеңі басында орындар бойынша мұнай кен орындарын өңдеудің жағдайы (яғни күнтізбелік жыл, 01.01.2013ж.)	т	Өлшенетін	Үздіксіз, мәліметтер 1 айға беріледі	Қағаз нұсқада және электронды
8		n ұңғымасынан i кен орнына арналған орташа салмақтандырылған газ факторы	үнсіз келісім бойынша 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.	газдың нм3/т	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	т	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	%	Өлшенетін	"Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын (көміртегі қос тотығы 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 компонентті құрамы.	Зертханалық өлшемдер (ішкі және сыртқы). Егер стандартты емес отын үшінші жақпен қамсыздандырылса, сапа сертификаттарының деректері қолданылуы мүмкін.	%	Өлшенетін	"Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын (көміртегі қос тотығы 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 қол жетімді деректер інің негізіндегі баланстық әдіс.	т	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 –КӨСҮТ2006 мәндері немесе ұлттық деректер. Стандартты емес отын үшін – зертханадағы калориметрикалық өлшемдер.	МДж/кг	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 –КӨСҮТ 2006 мәндері немесе ұлттық деректер. Стандартты емес отын үшін – отын құрамындағы көміртегі мөлшерін өлшеу.	СО₂ т/ТДж	Өлшенеьін/Бағаланатын	Жылына 1 рет	Электронды	de minimis санатына жатады және маңызды болмағандықтан ПГ шығындыларын есептеу кезінде ескерілмейді
15		ужылынаіөндіріс 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))"	л	Бағаланатын	Жылына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
16	NCVp,y(NCVlig,p,y)	Жану кезінде у жылы р типтес сұйық отынның жылу шығару қабілеттігі. Егер жылу генераторларында қолданылған отын болса, NCVlig,p,y онда параметріне балама болады.	Отынның типіне сәйкес КӨСҮТ2006 консервативті (жоғарғы шегі бойынша) деректер	МДж/кг	Бағаланатын	Жылына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
17	EFp,y(EFlig,p,y)	у жылындағы р сұйық отынының шығарындыларыныңкоэффициенті. Егер жылу генераторларында қолданылған отын болса, EFlig,p,y онда параметріне балама болады.	Отынның типіне сәйкес КӨСҮТ2006 консервативті (жоғарғы шегі бойынша) деректер	СО₂ т/МДж	Бағаланатын	Жылына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
18		р сұйық отынының тығыздығы	Сұйық отының папорт	кг/м3	Бағаланатын	Жылына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
19		Нқондырғысындағы 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 –Нқондырғысышығынының нормативтік паспорттық көрсеткіштері болмаса.	т	Бағаланатын	Жылына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
20		у жылына дизельді отынды автокөліктің тұтынуы	Материалдық және/немесе баланстық есеп беру құжаттарынан алынған деректер	т	Өлшенетін	Жылына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
21		у жылы үшін дизельді отынның жылу шығару қабілеттігі	Стандартты отын үшін КӨСҮТ2006 деректері немесе ұлттық балама деректері	МДж/кг	Бағаланатын	Жылына 1 рет	Электронды
22		у жылы үшін дизельді отын шығарындыларының коэффициенті	Стандартты отын үшін КӨСҮТ2006 деректерінемесе ұлттық балама деректері	СО₂т/МДж	Бағаланатын	Жылына 1 рет	Электронды
23		y жылы үшін i өндіріс алаңында алынатын мұнай ұңғымалары өнімдерінің мөлшері	Мұнай шығындарын өлшеу құралы негізінде алынған деректер	т	Өлшенетін	Үздіксіз, кәсіпорынның есеп беру нысаныдағы 1 ай ішіндегі мәлімет	Қағаз нұсқада және электронды
24		у жылы i кен орнына арналған (өндіріс алаңы)метан көлемі	Зертханалық өлшемдер (ішкі және сыртқы)	%	Өлшенетін	Жанғыш газды жағудан болған парниктік газ шығарындыларын есептеу әдістемелерінің "ЖЭС сапаны бақылау әдістемесі" бөліміне сәйкес анықталады.	Қағаз нұсқада және электронды
25		у жылынаi кен орны үшін (өндіріс алаңы) ілеспе мұнай газының тығыздығы	Зертханалық өлшемдер (ішкі және сыртқы)	кг/кмоль/нм3/кмоль	Өлшенетін	"ЖЭС сапаны бақылау әдістемесі" бөліміне сәйкес анықталады. Жанғыш газды жағудан болған парниктік газ шығарындыларын есептеу әдістемелерінің	Қағаз нұсқада және электронды	Қондырғы куәлігіндегі түсіндірме жазбахатты қарау
26		Метанның ғаламдық жылыну коэффициенті	КӨСҮТ2006 өлшемдері: 28 т СО₂ / т СН4	СО₂ т/СН4 т	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	Алынған мұнай ресурстары ілеспе газдың/т нм3	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	т	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	%	Өлшенетін	Айына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
30		Жылыту пештерінен шыққан мұнай ұңғымалары өнімдерінің минималды температурасы	Пеш жұмысының технологиялық регламентінен алынған деректер.	⁰С	Бағаланатын	Айына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
31		Жылыту пештерінекірген мұнай ұңғымалары өнімдерінің максималды температурасы	Пеш жұмысының технологиялық регламентінен алынған деректер	⁰С	Бағаланатын	Айына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
32		Жылыту пештерінен шыққан тауар алды мұнай температурасы	Пеш жұмысының технологиялық регламентінен алынған деректер	⁰С	Бағаланатын	Айына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
33		Жылыту пештеріне салынар алдындағы тауар алды мұнайдың температурасы	Пеш жұмысының технологиялық регламентінен алынған деректер.	⁰С	Бағаланатын	Айына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
34		Жылыту пешінен шыққан су қабатының температурасы	Пеш жұмысының технологиялық регламентінен алынған деректер.	⁰С	Бағаланатын	Жылына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
35		Жылыту пештеріне салынар алдындағы су қабатының температурасы	Пеш жұмысының технологиялық регламентінен алынған деректер.	⁰С	Бағаланатын	Жылына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
36		КПД пештердің жұмысы	Пеш жұмысының технологиялық регламентінен алынған деректер.	⁰С	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)	т	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	т/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 нұсқадажәне электронды
40		n өндіріс алаңында қазандыққа(қазан)ілеспе мұнай газын тұтыну	Газдық есептегіш көрсеткіштері	нм³	Өлшенетін	Үздіксіз, айына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
41		Ілеспе мұнай газының жылу шығару қабілеттілігі	Белгілі компоненттік құрам бойынша есептеу негізінде алынған деректер	МДж/кг	Өлшенетін/ есептеу	Цех тапсырысы бойынша жылына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
42		Ілеспе мұнай газының технологиялық шығындарының нормативі	Кәсіпорынның басқарушы құжаттарының деректері (мысалы, "Мұнай мен газға жұмсалатын технологиялық шығындардың нормативін әзірлеу")	нм³	Бағаланатын	Мониторинг басында 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
43		ГДҚ баратын ілеспе мұнай газының мөлшері	Шығынды өлшеу құралдарының деректері	нм³	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.	т	Бағаланатын/Өлшенетін	Опция 1: Үздіксіз, айына 1 рет Опция 2: Жылына 1 рет	Қағаз нұсқада және электронды
45	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
46	n	Есептік кезеңде іске қосылып тұрған мұнайгаз өндіруші ұңғымалар (у жылына) саны	Нормативтік құжаттар, мысалы, мұнай кенорындарын 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, геология және
табиғи ресурстар министрі
2021 жылғы 13 қыркүйектегі
№ 371 Бұйрығына
4 қосымша

Шойын, болат және күйдіргіштерді біріктірілген өндірісі бойынша қондырғылардан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Шойын, болат және күйдіргіштерді біріктірілген өндірісі бойынша қондырғылардан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) Қазақстан Республикасының Экологиялық кодексінің (бұдан әрі – Кодекс) 294-бабының 3 тармағына сәйкес әзірленген және шойын мен болаттың біріктірілген өндірісі бойынша қондырғылардан болған көміртегі қос тотығы (бұдан әрі – СО₂) шығарындыларын есептеуге арналған.

2. Осы Әдістемеде пайдаланылатын негізгі ұғымдар:

1) агломерат – құрамында шамалы ұсақ-түйекпен кесектерде піскен 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) флюсті материалдар – балқыту температурасын төмендету және металды бос түрлерден едәуір жеңіл бөліп алу мақсатында одан металдарды балқыту кезінде кенге қосатын органикалық емес өнімдер түрі;

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

2-тарау. Шойын, болат және күйдіргіштерді біріктірілген өндірісінен болған 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:

1) есептік кезеңдегі қондырғының нақты деректері бойынша отынның шығынын;

2) 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 өзге өлшем бірлігі болған жағдайда, қондырғы операторы өлшемділікті келісу үшін өлшем бірліктері деректерін тоннаға ауыстырады.

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 қантарына дейін;

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

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

E_CO2, _coke = [CCˣC_CC + S_a (PM_a,_coke ˣ C_a,_coke) + BFG_input ˣ C_BFG – CO ˣ C_CO – COG_out ˣ COG_COG –S_bCOB_b ˣ C_b – R_coke ˣ C_R,_coke] ˣ 44/12,

(1),

мұндағы:

E_CO2, _coke - кокс өндірісінен болған СО₂ шығарындылары, СО₂ тонна;

CC – кокстеуге берілген кокстық көмірдің көлемі, тонна;

C_CC– кокстелетін көмірдегі көміртегінің құрамы, бірліктердің үлесі;

PM_a,_coke– кокс өндірісі үшін бөлек ескерілген және тұтынылған материалдардан өзге басқа технологиялық материал саны, тонна;

C_a,_coke– а типті технологиялық материалдағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі;

BFG_input– кокстық пештерде жағылған домен газының мөлшері, тонна;

C_BFG– домен газындағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі;

CO – өндірілген кокстың көлемі, тонна;

C_CO– кокстағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі;

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

COG_COG– кокстық газдағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі;

COB_b– өндіріс орнынан басқа қондырғыға ауыстырылған кокстық пештің bқосалқы өнімінің саны, тонна;

C_b - bтипті қосалқы өнімдегі көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі;

R_coke– кокс өндірісінің газ тазалау қондырғыларында тұтылатын шлактар мен шаңдардың мөлшері, тонна;

C_R,_coke - кокс өндірісіндегі шлак пен шаңдардағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі.

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 қантарына дейін;

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

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

E_CO2, _sinter = [FE ˣ C_FE +CBR ˣ C_CBR + COG_sinter _input ˣ CCOG + BFG_sinter _input ˣ C_inter BFG + Sa (PM_sinter _a ˣ C_sinter _a )– SOG_out ˣ C_SOG] ˣ 44/12,

(2),

мұндағы:

E_CO2, _sinter - агломерат өндірісінен болған СО₂ шығарындылары, СО₂ тонна;

FE - агломерат өндірісі үшін шикізат (кен) саны, тонна;

C_FE– кендегі көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі;

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

C_CBR - кокстық ұсақтардағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі;

COG_sinter _input – агломерат өндірісі кезінде тұтынылған кокстық пештегі газдың мөлшері, тонна;

C_COG–кокстық газдағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі;

BFG_sinter _input – агломерат өндірісі үшін жағылған домен газының мөлшері, тонна;

C_inter _BFG - домен газындағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі;

PM_sinter _a - агломерат өндірісі үшін бөлек ескерілген және тұтынылған материалдардан өзге және жеке компоненттер түрінде тізбектелген басқа а технологиялық материалдың саны, тонна;

C_sinter _a - а типті технологиялық материалдағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі;

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

C_SOG - агломерат өндірісінен шығарылған газдағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі.

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 қантарына дейін;

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

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

E_CH4, _sinter = S × E_x, _sinter

(3),

мұндағы:

E_CH4, _sinter– агломерат өндірісінен СН4шығарындыларын, CH4 тонна;

S - өндірілген агломерат мөлшері, тонна;

E_х, _sinter – шығарындыларын коэффициенті, кг СН4 / өндірілген агломератың тонна.

СН₄ шығарындыларын эквивалент тонна СО₂-мен есептеу кезінде Кодекстің 282-бабының 3-тармағына сәйкес жылынудың ғаламдық әлеуеттері қолданылады.

9. Металлургиялық өнеркәсіпте ең көп СО₂ шығарындылары шойын өндірісі кезінде түзіледі. Егер көміртегі энергетика секторында отынды тұтыну ретінде ескерілсе, коксты немесе басқа да қалпына келтірушілерді тұтынудан көміртегін ескерілмейді. Қайта жасалған шойында тұрақталатын көміртегі аз мөлшерінен басқа кокстағы және флюстегі барлық көміртегі жану және кальцилендіру өнімі ретінде шығарып тасталынады.

Көрсеткіш:

Шойын өндірісі кезінде СО₂ 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:

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

(4),

мұндағы:

E_CO2, _BF – шойын өндірісіндегі СО₂шығарындылары, СО₂ тонна;

ORE– берілген кеннің мөлшері (кен, жентек, агломерат), тонна;

C_ORE– кендегі көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі;

CAR_BF– домна пешіне салынған технологиялық материалдардағы көміртегі құрамының мөлшері, тонна;

C_CAR,_BF– осы Әдістемеге 1-қосымшаға сәйкес домен пешінің құрамында көміртегі бар технологиялық материалдардағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі;

FL_BF- домна пешіне салынған флюстік материалдардың мөлшері, тонна;

C_FL,_BF - осы Әдістемеге 1-қосымшаға сәйкес флюстік материалдардағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі;

OT – пешке салынатын басқа материалдардың мөлшері, тонна;

C_OT - басқа материалдардағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі;

I_OUT–балқытылған шойынның мөлшері, тонна;

C_I,_out - осы Әдістемеге 1-қосымшаға сәйкес балқытылған шойындағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі;

NM – өндірілген металл емес өнімнің мөлшері, тонна;

C_NM - өндірілген металл емес өнімдегі көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі;

BFG_out – өндірілген домен газының және жұмыс аймағынан алыстатылған газдың мөлшері, тонна;

C_BFG,_out - өндірілген домен газындағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі;

R_BF– домна цехының газ тазарту қондырғылары ұстап қалатын шлак пен шаңның мөлшері, тонна;

C_R,_BF - домна цехындағы шлак пен шаңдағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі.

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 қантарына дейін;

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

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

E_CO2, _BDF = [(I_BDF _input ˣ C_BDF _input)+ (SC_BDF ˣ C_SC,_BDF)+ (FL_BDF ˣ C_FL,_BDF)+ (CAR_BDF ˣ C_CAR, _BDF) – (ST_BDF ˣ C_ST,_BDF) – (SL_BDF ˣ C_SL,_BDF) – (BOG_out ˣ C_BDG,_out) – (R_BDF ˣ C_R,_BDF)] ˣ 44/12,

(5),

мұндағы:

E_CO2, _BDF- оттекті-конверторда болат өндірісінен болған СО₂ шығарындылары, СО₂ тоннасы;

I_BDFinput– Конверторлы пешке салынған шойынның мөлшері, тонна;

C_BDFinput - Конверторлы пешке салынған шойындағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі;

SC_BDF– конверторға салынғантемір сынығының мөлшері, тонна;

C_SC,_BDF–оттекті конверторға салынған темір сынығындағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі;

FL_BDF - оттекті конверторға салынған флюстік материалдардың мөлшері, тонна;

C_FL,_BDF - осы Әдістемеге 1-қосымшаға сәйкес оттекті конвертордың флюстік материалдарындағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі;

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

C_CAR,_BDF - осы Әдістемеге 1-қосымшаға сәйкес конверторлық пештің құрамында көміртегі бар технологиялық материалдарындағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі;

ST_BDF– конверторлық әдіспен балқытылған болаттың мөлшері, тонна;

C_ST,_BDF - осы Әдістемеге 1-қосымшаға сәйкес конверторлық балқытылған болаттағы көміртегінің құрамы, бірліктер үлесі;

SLBDF – конверторлық пештен алынған шлактың мөлшері, тонна;

C_SL,_BDF -конверторлық пештен алынған шлактағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі;

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

C_BDG,_out- конверторлық газдағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі;

R_BDF- конверторлық цехтың газтазарту қондырғылары ұстап қалатын шлак пен шаңның мөлшері, тонна;

C_R,_BDF – конверторлық цехтағы шлак пен шаңның құрамындағы көміртегі, бірліктер үлесі.

11. Көрсеткіш:

Болатты электрдоғалы әдіспен өндіруден болған СО₂ 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:

ECO2, EAF = [(IEAF input ˣ CEAF input)+ (SCEAF ˣ CSC,EAF)+ (FLEAF ˣ CFL,EAF)+ (ELEAF ˣ CEL,EAF) + (CAREAF ˣ CCAR, EAF) – (STEAF ˣ CST,EAF) – (SLEAF ˣ CSL,EAF) – (REAF ˣ CR,EAF)] ˣ 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;

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

CSC,EAF - ЭДП-ке салынған темір сынығындағы көміртегінің мөлшері, бірліктер үлесі;

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 1-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 қантарына дейін;

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

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

Em = T ˣ F1,

(7),

мұндағы:

Еm–флюсті пайдаланудан болған СО₂ шығарындысы, СО₂ тоннасы;

Т –бір жылдағы флюстың шығыны, тонна;

F1–флюс үшін СО₂ шығарындыларының коэффициенті, т CO2 /ТДж.

Егер шикізаттағы кальций карбонаты фракциясының тазалығы анық болса - f, онда коэффициентке түзету енгізу қажет:

әктас үшін - 0,44 ˣf;

доломит үшін - 0.447 ˣf;

әктас шаңы үшін - 1,02 ˣf.

3-тарау. Парниктік газдар шығарындыларын мониторингілеу үшін деректерді жинау және сақтау

13. Мониторинг негізінде қондырғы операторы парниктік газдар шығарындыларының көздерін шығарындылардың деңгейі бойынша бөледі. Парниктік газдар шығарындылары бойынша мониторингілеу және есептілік процесінде кейбір шығарындылардың көздері жалпы шығарындыларға елеулі үлес, ал басқа шығарындылардың көздері керісінше, қондырғының шығарындыларына өте елеусіз үлес қосады. Бұл ретте деректерді жинау, деректердің және есеп беру сапасын бақылау бойынша формальды талаптар екі көздер үшін де бірдей болып табылады. Осы Әдістемеге қосымшаның 2-кестесінде ұсынылған деректерді бақылау деңгейлері негізінде мониторингілеу және есептілік процесінде қызмет туралы деректер ескеріледі.

14. Пайдаланылған отынның мөлшерін бақылау мақсатында есептік жылдың соңында әрбір шығарындының көзі бойынша отынның мөлшері есептелініп, парниктік газдар шығарындыларын түгендеу туралы есепте көрсетіледі.

15. Қондырғы операторлары шығарындыларды мониторингілеуге сәйкес есептеу әдістерін және өлшемдердің мерзімділігін жүзеге асырады. Тұтынылатын отын туралы деректерді қондырғы операторы мұрағаттайды және өзінде сақтайды.

Шойын мен болаттың
біріктірілген өндірісі бойынша
қондырғылардан болған
парниктік газдар
шығарындыларын есептеу
әдістемесіне
қосымша

1-кесте

Металлургия өндірісі материалдарындағы көміртегінің құрамы

Технологиялық материалдар	Көміртегінің құрамы тонна С/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

2-кесте

Парниктік газдар шығарындыларын есептеу және мониторинг жоспарын қою кезінде олардың негізінен алынып тасталуы мүмкін деректерді бақылаудың ұсынылған деңгейі

Қондырғының санаты (кәсіпорын)	Қызмет туралы деректердің мүмкін болатын ең жоғары өлшем қателігі	Мониторингтен алып тасталынуы мүмкін көздер
А (<50 000 т СО₂-экв./жылына)	7,5	Қызметтен болған шығарындылардың кез келген бірлі-жарым көздері, жалпы парниктік газдар шығарындыларындағы олардың барша үлесі 7,5 % пайыздан аспайды.
Б (50 000…500 000 т СО₂-экв./жылына)	5	Қызметтен болған шығарындылардың кез келген бірлі-жарым көздері, жалпы парниктік газдар шығарындыларындағы олардың барша үлесі 5 % пайыздан аспайды.
В (> 500 000 т СО₂-экв./жылына)	2,5	Қызметтен болған шығарындылардың кез келген бірлі-жарым көздері, жалпы парниктік газдар шығарындыларындағы олардың барша үлесі 2,5 % пайыздан аспайды.

Қазақстан Республикасы
Экология, геология және
табиғи ресурстар министрі
2021 жылғы 13 қыркүйектегі
№ 371 бұйрығына
5 қосымша

Цемент өндіру қондырғыларынан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Цемент өндіру қондырғыларынан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) Қазақстан Республикасының Экологиялық кодексінің (бұдан әрі – Кодекс) 294-бабының 3 тармағына сәйкес әзірленген және цемент өндіру қондырғыларынан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеуге арналған.

2. Осы әдістемеде мынадай терминдер мен ұғымдар пайдаланылады:

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

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

3) қондырғы операторы - меншігінде немесе өзгедей заңды пайдалануында қондырғысы бар жеке немесе заңды тұлға;

4) минералды қоспалар - бұл цементтің сипаттамаларын жақсарту үшін пайдаланылатын, гидравликалық қасиеттерге ие органикалық емес табиғи және жасанды материалдар (гипс, әктас, шлактар, күл, пуццолана);

5) титрлеу – зерттелетін заттың салмағы немесе санын анықтау процесі

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

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

3. Парниктік газдар шығарындыларын кез келген есептік кезеңде есептеу үшін олардың түрлеріне байланысты параметрлердің жинақтық, орташа және орта өлшенген мәндері алынады.

2-тарау. Цемент өндіру қондырғыларынан болған СО₂ шығарындыларын есептеу

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

1) пеште шикізатты көміртексіздендіруден болған парниктік газдар шығарындылары;

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

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

4) пештегі шикізат құрамындағы органикалық көміртегінің тотығуынан болған парниктік газдар шығарындылары.

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

6. Қондырғыда түрлі режимде істейтін, клинкердің 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 және алынған СО₂ шығарындыларының мәндерін қосады.

7. Көрсеткіш:

Шикізатты пеште көміртексіздендіруден болған СО₂ 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:

Ecalcin,RM,y=CLNKy× EFcli,y, (1),

мұндағы:

Ecalcin,RM,y – у кезеңінде клинкер өндірісі үшін пештегі шикізат материалдарының калциленуінен болған СО₂ шығарындылары, СО₂-экв. тонна;

CLNKy – у кезеңінде өндірілген клинкердің мөлшері, тонна;

EFcli,y – у кезеңінде клинкер өндірісі үшін калциленуден болған СО₂ шығарындыларының коэффициенті, СО₂-экв. тонна.

Егер өлшем бірлігі тонна болған жағдайларда, дөңгелектеу үтірден кейін екі санға дейін жүргізіледі.

8. Көрсеткіш:

Өндірілген клинкердің мөлшері:

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:

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;

MICy – y кезеңінде цемент өндірісі үшін қолданылған минералды қоспалардың мөлшері, тонна;

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.

9. Цемент өндірісі үшін қолданылған минералды қоспалардың мөлшері қондырғыға жеткізілген минералды қоспалар және жылдың басы мен аяғында құжатталған қорлар туралы деректер негізінде есептеледі.

Көрсеткіш:

Цемент өндірісі үшін қолданылған минералды қоспалардың:

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:

мұндағы:

MICy – y кезеңінде цемент өндірісі үшін қолданылған минералды қоспалардың мөлшері, тонна;

PRMICy – у кезеңінде цемент өндірісі үшін жеткізілген минералды қоспалардың мөлшері, тонна;

MICstkend,y – у кезеңінің аяғында цемент өндірісіне арналған минералды қоспалардың мөлшері, тонна;

MICstkbgn,y – у кезеңінің басында цемент өндірісіне арналған минералды қоспалардың мөлшері, тонна.

Осы Әдістеменің 9-тармағында белгіленген формулаға сәйкес келетін мәндер қолданылған минералды қоспалардың барлық түрлерінің жиынтық мөлшерін білдіреді.

10. Цементтің мөлшері цемент сату туралы деректер негізінде анықталады.

Көрсеткіш:

Цемент қорының өзгеруі:

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:

CEMy = SLSy - CEMstkend,y + CEMstkbgn,y, (4), мұндағы:

CEMy - есепті кезең ішіндегі цемент қорының өзгеруі, 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.

Қондырғы операторы цементтің ішкі ауыстырылу жағдайы болған кезде тұтынушыға жіберілген цементтің мөлшерін ескереді және көрсетеді.

11. Клинкер өндірісі үшін кальцилендіруден болған СО₂ шығарындыларының коэффициентін анықтау үшін қондырғы операторы аккредиттелген жеке 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 бастапқы шикізаттағы осындай тотықтардың карбонатсыз көздеріне түзетулер енгізіледі.

12. Клинкер өндірісі үшін күл мен қожды қолданған жағдайда шикізат құрамында магний мен кальций оксидтерінің карбонатты емес көздері болады немесе шикізат құрамындағы карбонатты емес кальций мен магний оксидтерінің табиғи құрамымен сәйкесінше түзету енгізіледі осы Әдістеменің 16- тармағына сәйкес формула бойынша есептелген клинкер өндірісі үшін кальцинациядан пайда болатын CO2 шығарынды коэффициенті.

13. Сондай-ақ, силикаттар түрінде пешке түсетін кальций мен магний клинкердегі кальций мен магнийдің карбонатсыз тотықтарының 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 қантарына дейін;

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

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

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

MWCO2– көміртегі қос тотығының 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;

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

– у кезеңінде клинкердегі (орташа өлшеммен) магний тотығы құрамының үлесі, бірліктер үлесі;

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

– y кезеңінде шикізаттағы кальций мен магний силикаттарын түзету, тонна СО₂-эквивалент.

14. Көрсеткіш:

Шикізаттағы кальций мен магнийдің карбонатсыз тотықтарына түзету:

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:

мұндағы:

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

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

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

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

15. Көрсеткіш:

Шикізаттағы кальций мен магний силикаттарына түзету:

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:

мұндағы:

– у кезеңінде клинкер өндірісі үшін қолданылған құрамында силикат бар шикізаттың мөлшері, тонна;

– у кезеңінде шикізат құрамындағы кальцийдің корбанатсыз тотығының (орташа өлшеммен) үлесі, бірліктер үлесі;

– у кезеңінде шикізат құрамындағы магнийдің корбанатсыз тотығының (орташа өлшеммен) үлесі, бірліктер үлесі;

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

– магнийдің молярлық салмағы, 24,305 г/моль№

16. Шикізат құрамында кальций емес және магний карбонаттарының едәуір мөлшері болған жағдайда СО₂ шығарындыларын толық есепке алу үшін қондырғы операторы зауыт операторы клинкердің магний оксидінің құрамындағы CO2 эквивалентін ескереді. Шикізат құрамында кальций емес және магний карбонаттарының едәуір мөлшері болған жағдайда СО₂ шығарындыларын толық есепке алу үшін зауыт операторы клинкердің магний оксидінің құрамындағы CO2 эквивалентін ескереді.

Клинкер өндірісі үшін кальцилендіруден болған СО₂ шығарындыларының коэффициентін есептеу кезінде тиісті мәні (цемент шаңының түзетуінсіз) 0,5101 тонна СО₂-эквивалентті 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 төмен-сілтілі клинкерді өндіру жағдайында шығарылады.

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

19. Қондырғы операторы клинкер өндірісі үшін парниктік газдар шығарындыларының есебі үшін кальцилендіруден СО₂ шығарындыларының коэффициентін қолданады, өйткені іріктеу шаңы шикізатты толық көміртексіздендіруден тұрады.

20, Көрсеткіш:

Пешке қайтарылмайтын іріктеудегі цемент шаңының құрамындағы шикізатты көміртексіздендіруден болған СО₂ 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:

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;

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

21. Өндіріс қызметі барысында пайда болған цемент шаңының екінші ағыны – бұл пештің тозаңды газын тазалау жүйесінен, электр сүзгілерінен және т.б. 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 қантарына дейін;

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

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

Ecalcin,CKD,y– у кезеңінде пешке қайтарылмайтын цемент шаңы құрамындағы шикізаттың декарбонаттануынан болған СО₂ шығарындылары, СО₂-экв. т;

CKDy – у кезеңінде пешке қайтарылмайтын цемент шаңының мөлшері, СО₂-экв. т;

EFCKD,y – у кезеңінде жоғалған цемент шаңын кальцилендіруден болған СО₂ шығарындыларының коэффициенті, СО₂-экв. т.

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

Қондырғы операторы жоғалған цемент тозаңының кальцилену дәрежесін цемент шаңындағы және шикізат ұнтағындағы көміртегінің карбонатты қос тотығының массалық үлесін талдау негізінде анықтайды. Мұндай талдау көміртегі қос тотығын 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 қантарына дейін;

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

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

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

EFcli,y– у кезеңінде клинкер өндірісі үшін кальцилендіруден болған СО₂ шығарындыларының коэффициенті, СО₂-экв.т;

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 қантарына дейін;

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

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

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

–у кезеңінде жоғалғанцемент шаңындағы көміртегінің карбонатты қос тотығы құрамының салмақтық үлесі, бірлік үлесі.

–у кезеңінде шикізат ұнтағындағы көміртегінің карбонатты қос тотығы құрамының салмақтық үлесі, бірлік үлесі.

24. Қондырғы операторы цемент шаңы мен шикізат ұнтағы сипаттамаларының тиісті талдауы болмаған жағдайда осы Әдістемеге қосымшаның 2-кестесіне сәйкес көрсетілген жоғалған цемент шаңын кальцилендіру дәрежесі үшін үнсіз келісу мәндерін қолданады.

25. 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 қожды 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 қантарына дейін;

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

3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдістерінің сипаттамасы:

мұндағы:

– у кезеңінде пештегі шикізат құрамындағы органикалық көміртегінің тотығуынан болған СО₂ шығарындылары, СО₂-экв. т;

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

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

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

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

Қондырғы операторы шикізаттардың сипаттамасына тиісті талдау жүргізу объективті және негізді түрде мүмкін болмаған кезде шикізаттағы органикалық көміртегі мөлшерінің жалпы салмақтық үлесі үшін үнсіз келісім бойынша 0,002-гетең мәнді қолданады.

3-тарау. Парниктік газдар шығарындыларын мониторингілеу үшін деректерді жинау және сақтау

26. Маңыздылық деңгейі парниктік газдарды түгендеу туралы есепті тәуелсіз верификациялау үрдісінде қолданылады. Валидация және верификация жөніндегі органның өкілі парниктік газдарды түгендеу туралы есепте қате нәтижелер болған кезде қателер жиынтығын анықтау үшін берілген 5 пайыздық шекті басшылыққа алады.

27. Пайдаланылған отынның мөлшерін бақылау мақсатында есептік жылдың соңында әрбір шығарындының көзі бойынша отынның мөлшері есептелініп, парниктік газдар шығарындыларын түгендеу туралы есепте көрсетіледі.

28. Қондырғы операторлары шығарындыларды мониторингілеуге сәйкес есептеу әдістерін және өлшемдердің мерзімділігін жүзеге асырады. Тұтынылатын отын туралы деректерді қондырғы операторы мұрағаттайды және өзінде сақтайды.

Цемент өндіру
қондырғыларынан болған
парниктік газдар
шығарындыларын есептеу
әдістемесіне
қосымша

1-кесте

Химиялық заттардың молярлық массасы

Атауы	Молярлық масса (г/молль)
Көміртегі	12,0107 г/молль
Көміртегі қос тотығы	44,01
Кальций тотығы	56,077
Магний тотығы	40,304

2-кесте

Жоғалған цемент шаңын кальцилендіру дәрежесі үшін үнсіз келісім бойынша мәндер

Өндіру әдісі	Жоғалған цемент шаңын кальцилендіру дәрежесі
Құрғақ әдіс	0
Ылғалды және құрамдастырылған әдіс	1

Қазақстан Республикасы
Экология, геология және
табиғи ресурстар министрі
2021 жылғы 13 қыркүйектегі
№ 371 бұйрығына
6 қосымша

Алюминий өндіру кезіндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Алюминий өндіру кезіндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) Қазақстан Республикасының Экологиялық кодексінің (бұдан әрі – Кодекс) 294-бабының 3 тармағына сәйкес әзірленген және алюминий өндірісі бойынша қондырғылардан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеуге арналған.

2. 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.

3. Осы Әдістемеде келесі 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) 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 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 қантарына 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 – осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес күйдірілген анодтағы күкірттің құрамы;

Күлa – осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес күйдірілген анодтағы күлдің құрамы, %;

44/12 –СО₂ және көміртегінің молекулярлық массасының арақатынасы.

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

7. СО₂ шығарындыларын есептеу үшін шығарындылар коэффициентінің белгісіздігі кемінде (±5%) құрайды.

8. Көрсеткіш:

Алюминий өндірісінен болған CF4 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:

ECF4 = (kCF4×T×Q) × GWPCF4,

(2)

мұндағы:

ECF4 – алюминий өндірісінен болған CF4 шығарындылары, килограмм CF4;

kCF4 – осы Әдістемеге қосымшаның 2-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 бойынша деректер осы Әдістемеге 3-қосымшаның кестесінде берілген.

Q – алюминий өндірісі, тоннасы;

GWPCF4 – Кодекстің 282-бабының 3-тармағына сәйкес жылынудың ғаламдық әлеуеті CF4.

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

9. Көрсеткіш:

Алюминий өндірісінен болған C2F6 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:

EC2F6 = (kC2F6 × T × Q) × GWPC2F6,

(3)

мұндағы:

EC2F6 – алюминий өндірісінен болған C2F6 шығарындылар, килограмм C2F6;

kC2F6 – осы Әдістемеге қосымшаның 2-кестесіне сәйкес C2F6 үшін бұрыштық коэффициенті (килограмм CF4/ алюминий тоннасы)/(анодтық әсердің минуттары/ванно-тәулікте);

Q – алюминий өндірісі, алюминий тоннасы;

GWPCF4 – Кодекстің 282-бабының 3-тармағына сәйкес жылынудың ғаламдық әлеуеті CF4.

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

10. ПФК шығарындылары коэффициенттерінің белгісіздігі 15 пайызға дейінгі шекті құрайды.

	Алюминий өндірісі кезіндегі парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесіне қосымша
	1-кесте

Алдын ала күйдірілген анодтармен электролиздегіштер үшін технологиялық параметрлер	Халықаралық алюминий институты деректерінің негізінде берілген коэффициенттер	ҚР кәсіпорындарында қолдануға ұсынылған алюминий тотығының орталық жүктемесімен және нақты көзімен, газдарды жоюдың жоғары тиімді жүйелерімен жабдықталған алдын ала күйдірілген анодтармен технологиялық электролиздегішті қолдану коэффициенттері (PFPB)
		Төмен	Орташа	Жоғары
Алюминий тоннасына алдын ала күйдірілген анодтарды нетто-тұтыну, Т С/т Al	0,56	0,415	0,43	0,44
Sa-күйген анодтағы күкірттің құрамы, масса %	2	0,6	1,8	3,0
Күлa - күйген анодтағы күлдің құрамы, масса %	0,4	3,0	3,77	4,54

2-кесте

CF4 және C2F6 үшін бұрыштық коэффициенттер

Электро лиздегіштердің түрі	CF4, килограмм/тонна үшін бұрыштық коэффициент, (килограмм CF4/ алюминий тоннасы)/(анодтық әсердің минуттары/ванно-тәулікте)				C2F6, килограмм/тонна үшін бұрыштық коэффициент, (килограмм C2F6/ алюминий тоннасы)/(анодтық әсердің минуттары/ванно-тәулікте)
	төмен	орташа	жоғары	қателік	төмен	орташа	жоғары	қателік
PFPB	0,11	0,17	0,23	6	0,015	0,025	0,035	9

3-кесте

Анодтық кезіндегі ПФК есептері үшін негізгі сипаттама

Электролиздегіштің түрі	Тұтанудың орташа ұзақтығы, мин			Анодтық әсердің жиілігі, дана/тәулік			Электролиздегіштің орташа тәуліктік өндімділігі (ванно-тәулік), тонна/тәулік
PFPB	Ең төмен	Орташа	Ең жоғары	Ең төмен	Орташа	Ең жоғары	Ең төмен	Орташа	Ең жоғары
PFPB	3	4	5	0,1	0,2	0,3	2,38 мин	2,385	2,39 макс

Қазақстан Республикасы
Экология, геология және
табиғи ресурстар министрі
2021 жылғы 13 қыркүйектегі
№ 371 бұйрығына
7 қосымша

Орман шаруашылығында парниктік газдар шығарындыларын сіңіруді ұлғайту және азайту жөніндегі жобаларды дайындау әдістемесі

1 тарау. Жалпы ережелер

1. Осы орман шаруашылығында парниктік газдар шығарындыларын сіңіруді ұлғайту және азайту жөніндегі жобаларды дайындау әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) Қазақстан Республикасының Экологиялық кодексінің 294-бабының 3 тармағына сәйкес әзірленді және жобалау құжаттамасын дайындауға және орман шаруашылығында жобаларды орындау нәтижесінде парниктік газдар шығарындыларын азайтуды және сіңірулерін ұлғайтуды есептеуге 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 және т. б.) интеграцияланған шоғырландырылған әдістемелерді пайдалану ұсынылады, оның ішінде мыналар:

1) ірі ауқымды жобалар үшін – батпақтардан1 басқа ормандарды өсіру және ормандарды қалпына келтіру үшін AR-ACM0003 әдістемесі;

2) шағын көлемді жобалар үшін-Батпақты2 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 Экологиялық кодексінің 298-бабының 4-тармағына сәйкес жүзеге асырылады.

Көміртекті сіңіру офсетінің жобалық құжаттамасы көміртегі офсетінің ережелеріне сәйкес нысан бойынша әзірленеді.

______________________________________________

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

2 тарау. Жобаның негізгі сызығын анықтау

Көміртекті офсет ережелеріне сәйкес жоба өтініш берушісі негізгі сценарийді сипаттайды.

Негізгі сценарийді сипаттау үшін жобаның шекараларын анықтау қажет:

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 жобаға қоса беріледі. Жобаның шекаралары 1-кестеде ұсынылған ПГ эмиссиясының көздерін қамтиды.

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.

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.

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:

онда:

- t жылы үшін ағаштардың тірі биомассасындағы көміртегі қорының өзгеру сомасы, тонна СО₂;

- j типті I СТРАТАСЫ үшін ағаштардың тірі биомассасындағы көміртегі қорының орташа жылдық өзгеруі, тонна СО₂;

- жобалау қызметі болмаған кезде j типті I СТРАТАСЫ 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

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

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;

- j түріндегі стратаның ауданы, гектар;

– j типті i стратасы үшін тірі ағаштардың жалпы құрғақ биомассасының орташа жылдық өсуі, бір гектарға тонна құрғақ зат;

- j түріндегі көміртегі мөлшері, тонна с;

44/11-молекулалық массаның СО₂ және көміртегіге қатынасы, өлшемсіз.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ

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;

-тамырлар мен қашу қатынасы j түрлерінің өсуіне сәйкес келеді, өлшемсіз;

– м3 j түрінің i стратасы үшін тірі ағаштардың тауарлық сүрегі көлемінің орташа жылдық ұлғаюы;

- j түрлері бойынша ағаштың негізгі тығыздығы, м3 тонна;

– j түрлері бойынша жалпы жер үсті биомассасының ұлғаюына тауарлық ағашта (қабықты қоса алғанда) кодтық таза ұлғаюды конверсиялау үшін биомассаның өсу коэффициенті, өлшемсіз.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ

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;

- j түр і стратасы үшін ағаштардың тірі биомассасының жер асты бөлігіндегі көміртек қоры, тонна с;

-j түріндегі стратаның ауданы, гектар;

- j типті і стратасының тауарлық сүрегінің көлемі, м3 гектарына;

-j түрлері бойынша ағаштың негізгі тығыздығы, м3 тонна;

– тауарлық ағаштағы жылдық таза өсуді (қабығын қоса алғанда) J түрлері бойынша жалпы жер үсті биомассасын ұлғайтуға айырбастау үшін биомассаның өсу коэффициенті, өлшемсіз;

- j түріндегі көміртегі мөлшері, тонна с;

- 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 әдістемелер ашықтық және консерватизм критерийлері бойынша тең. Техниканы таңдау есептеу үшін қол жетімді параметрлермен анықталады. V_ijжәне I_ (v,ij,t)ағаштардың санына және Ұлттық/жергілікті қисық/өсу кестесіне сүйене отырып есептеу керек, ол әдетте орманды түгендеу органдарында қол жетімді. D_i,BEF_(2, i), BEF_(1, i), Cf_jжәне R_jбұл аймақтық және түрлерге 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).

Егер түр спецификациясы туралы ақпарат болмаса, онда ұқсас түрдің спецификациясын (ағаш пішіні, кең жапырақты немесе қылқан жапырақты және т.б.) пайдалану керек, алайда жоғарыда көрсетілген деректерді таңдау басымдығын басшылыққа ала отырып.

Жергілікті деректердің толық болмауына байланысты жаһандық және Ұлттық дерекқорларды таңдай отырып, оларды кез-келген қол жетімді жергілікті ақпаратпен растау керек, бұл мәндерді таңдау базалық сызық бойынша ПГ сіңірілуін дұрыс бағаламауға әкелмейді. Растау үшін пайдаланылатын жергілікті деректерді әдебиеттерден және жергілікті орман түгендеуінен емдеуге болады немесе жоба қатысушылары тікелей өлшеу арқылы алады, әсіресе ағаштардың жасына және түріне байланысты биомассаның өсу коэффициенті үшін.

Негізгі сценарий бойынша ағаштар ормандағы ағаштар емес екендігіне назар аудару керек, сондықтан олар үшін ормандағы ағаштарға қарағанда жоғары өсу параметрлері қолданылуы керек.

3 тарау. Парниктік газдардың сіңірілуін бағалау

Параметрлер мен бағалау мәндерін таңдаған кезде жобаға қатысушылар консервативті тәсілді басшылыққа алуы керек, яғни егер параметрдің әртүрлі мәндері мүмкін болса, онда ПГ жылдық таза сіңірілуін жоғары бағалауға немесе базалық сызық бойынша ПГ таза сіңірілуін толық бағаламауға әкелмейтін мәнді таңдау керек.

Көміртегі пулдарындағы көміртегі қорларының верификацияланатын өзгерістері.

I типті

стратасы үшін бақылау нүктелері арасындағы кезеңде тірі ағаштардың жер үсті және жер асты биомассасындағы көміртегі қорының орташа жылдық өзгеруін екі әдісті қолдана отырып есептеу керек.

Алайда,I типті

стратасы үшін тірі ағаштар биомассасының жоғалуы салдарынан көміртегі қорының орташа жылдық азаюын есептеу үшін көміртекті жоғалту әдісі қолданылған кезде, келесі теңдеулер:

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;

– j түр і стратасы үшін тірі ағаштардың биомассасын коммерциялық кесу себебінен көміртектің жылдық шығындары, тонна с;

– I типті j стратасы үшін тірі ағаштар биомассасының ағаш отынын жинау себебінен көміртектің жылдық ысырабы, тонна с.

Ескерту: көрсеткіштер бойынша қосарланған шоттан аулақ болу

және

Жинау құрғақ және ағаш қоқыс төсеніш осы көрсеткіштер емес, т. б. деректер көміртекті пул әдіснамаға ескерілмейді.

– j түр і стратасы үшін тірі ағаштардың биомассасы көміртегінің жылдық табиғи ысырабы, тонна с;

-j түріндегі I страта үшін жыл сайын алынатын тауарлық сүрек көлемі, м3 жылына;

-j түрлері бойынша ағаштың негізгі тығыздығы, м3 тонна;

- тауарлық ағаштағы жылдық таза өсуді (қабығын қоса алғанда) J түрлері бойынша жалпы жер үсті биомассасының ұлғаюына айырбастау үшін биомассаның өсу коэффициенті, өлшемсіз;

-j түріндегі көміртегі мөлшері, тонна с;

-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;

– I типті j стратасы үшін тірі ағаштардың орташа биомасса қоры , тоннна гектар.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

Парниктік газдар шығарындыларын көздер бойынша бағалау.

Орман өсіру/орманды қалпына келтіру бойынша жобалық қызмет жобаның шекарасы шегінде ПГ эмиссиясын тудыруы мүмкін. СО₂, СН₂ және N₂O эмиссиялары келесі қызметтің нәтижесі болуы мүмкін:

жергілікті жерді дайындау, орманды сирету және кесу үшін қазбалы отынды жағудан ПГ эмиссиялары;

өсіп келе жатқан ағаштармен бәсекелесуден немесе субфеканы қоса алғанда, рельефті дайындаудан туындаған қолданыстағы ағаш емес өсімдіктердің тірі биомассасындағы көміртегі қорын азайту;

жергілікті жерді дайындау үшін биомассаны жағу нәтижесінде көміртегі тотығынан ерекшеленетін ПГ эмиссиялары (кіші бөлім);

азот бар тыңайтқыштарды қолданудан туындаған N₂O шығарылымы.

Жобаның шекарасы шегінде жобаны іске асыру нәтижесінде ПГ эмиссиясы мынадай формула бойынша есептеледі:

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

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;

-дизель тұтыну көлемі, жылына литр;

-дизельден алынатын эмиссия, жылына СО₂ кг;

-бензин тұтыну көлемі, жылына литр;

-бензиннен алынатын эмиссия, жылына СО₂ кг;

0,001-килограмды тоннаға ауыстыру коэффициенті СО₂.

Жобаға қатысушылар СО₂ эмиссиясы бойынша ұлттық деректерді пайдалануы тиіс. Егер мұндайлар қол жетімсіз болса, МГЭИК нұсқаулығында көрсетілген стандартты мәндерді пайдалануға рұқсат етіледі.

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.

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;

-і стратасының жалпы ауданы, гектар;

– I стратасы үшін жоба бойынша отырғызуға жататын жерлердегі сүрексіз биомассаның орташа қоры, тонна құрғақ зат;

- 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

Егер жергілікті жерді дайындау үшін сөл ағызу әдісі пайдаланылса, онда нәтижесінде СО₂-дан ерекшеленетін ПГ бөлінеді. Эмиссияның бұл түрін келесідей есептеуге болады:

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.

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;

GWPCH20-n₂o үшін жаһандық жылыну потенциалы, кг СО₂-эквиваленті кг n₂-эквиваленті (МГЭИК мәні – 310);

GWPCH4 – ғаламдық жылыну потенциалы СН₂, кг СО₂-эквивалент кг СН₂-эквивалент үшін.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

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;

– 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, MGEIK – 0,5 орнатылған;

CF-құрғақ биомассадағы көміртектің үлесі, бір тонна құрғақ затқа с тонна.

Егер жағудың тиімділігін анықтау мүмкін болмаса, әдепкі МГЭИК мәнін пайдалану керек – 0,5. Азот пен көміртектің қатынасы шамамен 0,01 құрайды. Бұл әдепкі бойынша қатты ағаш қоқыстарына қолданылады, үлкен ағаш қоспалары бар қоқыстарды жағу кезінде, егер бар болса, жоғары коэффициентті қолдану керек.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

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;

-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-Fert– синтетикалық азот тыңайтқышының массасы, жылына тонна азот;

NON-Fert- органикалық азот тыңайтқышының массасы, жылына тонна;

EF1-құрамында азот бар компоненттерден эмиссия коэффициенті, тонна N₂O-N тоннаға N;

FracGACF-NH3 және Nox сияқты буланған бөлік, синтетикалық тыңайтқыштар үшін, өлшемсіз;

FracGACF -бұл буланған бөлік NH3 және Nox, органикалық тыңайтқыштар үшін, өлшемсіз;

44/28 - n₂o мен азоттың молекулалық массаларының қатынасы, өлшемсіз;

GWP N₂O -n₂o үшін ғаламдық жылыну потенциалы, кг СО₂-эквивалент үшін кг n₂-эквивалент.

МГЭИК - ке сәйкес эмиссия коэффициенті енгізілген азот массасының 1,25% - ын құрайды. Егер дәл коэффициенттер болмаса, бұл мән қолданылуы керек.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

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:

- ПГ-ның нақты таза сіңірілуі, жылына СО₂-эквивалентті тонна;

-j типті I СТРАТАСЫ үшін ағаштардың тірі биомассасындағы көміртегі қорының орташа жылдық өзгерісі, жылына СО₂ тонна.

-жобаны іске асыру нәтижесінде жобаның шекарасы шегіндегі көздер бойынша ПГ эмиссиясы, жылына СО₂-эквивалент тоннасы.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

4 тарау. Бағаланатын ағып кетулерді есептеу

Жобаның параметрлерін таңдағанда, олардың қолданылуы ағып кетуді бағалауды төмендетпеуі үшін ең консервативті нұсқаларға артықшылық беру керек. Болжамды жобалау қызметіндегі ықтимал ағу жобаны іске асыруға байланысты тұқым материалдарын, құрал-саймандарды, жұмысшылар мен орман өнімдерін жеткізу үшін көліктерге қазбалы отынды жағумен байланысты болуы мүмкін. СО₂ эмиссиялары МГЭИК әдістемесіне сәйкес есептелуі мүмкін:

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.

Егер бар болса, елге тән эмиссия коэффициенттерін пайдалану керек. Олар болмаған жағдайда МЭАҚ басшылығында ұсынылған мәндерді пайдалану керек.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

5 тарау. Күтілетін бағаланатын сіңіргіштермен соңғы антропогендік абсорбцияны арттыру

Соңғы антропогендік абсорбцияның сіңіргіштермен жоғарылауы бағаланады-бұл базалық сызық бойынша ПГ-ның таза сіңуін және ағып кетуін алып тастағанда ПГ-ның нақты таза сіңуі. Осы көрсеткішті есептеу үшін келесі формула қолданылады:

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;

–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.

6 тарау. ПГ нетто-сіңіру көлемдерінің мониторингі

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:

әрбір учаске бойынша жобалау қызметінің нақты шекараларын далалық зерттеу;

GPS көмегімен географиялық координаттарды (көпбұрышты учаскелердің әр бұрышының ендік және бойлық) өлшеу;

жоба құжаттамасындағы сипаттамамен жобаның нақты шекараларының сәйкестігін тексеру;

егер жобаның нақты шекарасы жобалық шектерден тыс болса, жобалық шектерден тыс шығатын учаскелер туралы қосымша ақпарат ұсынылады; учаскенің жарамдылығы туралы мәселе шешіледі, осы жерлерге базалық желі сценарийін пайдаланудың заңдылығы дәлелденеді. Жобаның шекарасын өзгерту уәкілетті органмен келісілуі және жобаны іске асыру барысында, мысалы, верификация кезінде бекітілуі тиіс;

географиялық координаттарды өлшеу және ГАЖ жүйесін пайдалану арқылы әр қабат пен субстраттың нақты аумағын есептеуді зерттеу.

Жобаның шекарасы несиелендірудің бүкіл кезеңі ішінде мерзімді мониторингке жатады, өйткені жобаның аумағын орман кесу жағдайлары болуы мүмкін және ормансыз аумақтарды анықтау қажет. Егер облесение арналған қандай да бір учаскелерінде жүреді тиімсіз, бұл құжаттауды.

Жобада көрсетілген қонулар сапасының сәйкестігін куәландыру және оларды тиісінше жүргізу үшін қонудың алғашқы үш жылы ішінде мынадай рәсімдер жүргізілуге тиіс:

жер мен топырақты дайындау жобаға сәйкес жүргізілгенін растау қажет. Егер кез-келген өсімдік алдын-ала алынып тасталса, шығарындылар есептелуі керек (есептеу әдісі төменде келтірілген);

топырақ пен жерді дайындау топырақтан көміртектің ұзақ мерзімді таза эмиссиясын тудырмайтынын растау;

өмір сүру деңгейін тексеру:

1) ағаштардың тірі қалуының бастапқы деңгейі отырғызудан үш ай өткен соң; егер тіршілік ету деңгейі 90% - дан аз болса, қайта отырғызу керек%;

2) соңғы тексеру отырғызудан үш жыл өткен соң жүргізіледі;

3) өмір сүру деңгейін тексеру тұрақты айқындалған жекелеген учаскелерде жүргізілуі мүмкін;

арамшөптердің санын тексеруге: арамшөптермен күресу жобаға сәйкес жүзеге асырылатындығын тексеріңіз;

страталар мен субстраттардың түр құрамының жобаға сәйкестігін тексеру және тексеру.

Орманды басқару практикасы жоба бойынша ПГ балансының маңызды факторы болып табылады, сондықтан оны бақылау керек. Мониторинг орман екпелерін басқарудың мынадай салаларын қамтиды:

олардың жұқаруы: нақты рельеф, алаң, ағаш түрлері, жұқару қарқындылығы, жойылған биомасса көлемі;

кесу жұмыстары: кесу орындары, ауданы, ағаш түрлері, алынған биомасса көлемі;

тыңайтқыш: ағаш түрлері, Қолданылатын тыңайтқыштардың орны, саны және көлемі;

тексеру және егер тікелей ағаш отырғызу немесе себу қолданылса, кесу аумағы тікелей кесілгеннен кейін дереу қайта отырғызылатындығын немесе қайта себілетінін растау;

егер кесуге арналған жерлер табиғи қалпына келтіруге жататын болса, табиғи қалпына келтіру үшін қолайлы жағдайлардың болу фактісін тексеру және куәландыру.

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. 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:

карталар және / немесе жерді жіктеу кестелері;

ең жаңа аэрофотосуреттер / спутниктік суреттер / карталар;

топырақ түрлері, аналық жыныс және топырақ карталары;

ландшафт және/немесе карта туралы ақпарат;

топырақ эрозиясының қарқындылығы;

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 қорларының өзгеруі үшін негізгі факторлардың маңыздылығы бойынша немесе аумақтағы негізгі факторлардың өзгеруі бойынша иерархиялық құрылуы тиіс. Стратификацияның жоғарғы деңгейі аяқталғаннан кейін ғана келесіге өту керек. Мысалы, егер жоба шегінде климаттың айтарлықтай өзгеруі болса, стратификацияны Климаттық айырмашылықтардан бастауға болады. Егер екінші деңгейдегі негізгі фактор топырақ болса, онда бірінші деңгейде алынған қабат топырақтың өзгеруіне сәйкес ұсақталуы мүмкін. Негізгі факторлардың өзгеру карталарын қолдану арқылы GIS негізінде стратификацияны жүзеге асырған дұрыс. Бұл жағдайда жүруіне иерархическому тәртібіне талап етілмейді.

4) Әртүрлі страталардың үлгілері бойынша қосымша тексеру жүргізу, мысалы:

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);

сүрексіз өсімдіктерден: ауданы 4 м2 (бір қабатқа кемінде 10 учаске) кездейсоқ учаскелердегі жабын алаңы және шөпті өсімдіктер мен бұталардың орташа биіктігі);

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;

антропогендік әсердің факторлары: ұсынылған күйдіру, кесу, мал жаю, отын жинау, дәрі-дәрмектерді жинау;

жоғарыда көрсетілген негізгі факторлар бойынша айырмашылықтарға талдау жүргізу. Егер айырмашылықтар алдын ала анықталған стратаның ішінде үлкен болса, неғұрлым мұқият далалық зерттеу жүргізу және 5-қадамды басшылыққа ала отырып, стратификация мүмкіндігін қарастыру қажет.

5) 4-қадамның қосымша ақпаратына негізделген кейінгі стратификацияны алдын ала страталардың біркелкілігін немесе страталар арасындағы айырмашылықтардың Елеулі болуын тексерумен жүргізу. Біртектілік дәрежесі әр түрлі жобаларда әр түрлі болуы мүмкін және қабаттың көлеміне, қоршаған ортаның өзгеру дәрежесіне және жоба мен базалық сценарий үшін айырмашылықтардың маңыздылығына негізделуі мүмкін. Ішінде өсімдік түрі, топырақ және антропогендік әсер бойынша айтарлықтай өзгеріс байқалатын Страта екі және одан да көп страталарға бөлінуі тиіс. Екінші жағынан, ұқсас сипаттамалары бар қабаттар бір-біріне біріктірілуі керек. Жеке қабат базалық желінің және жобаның көміртегін есептеу бойынша басқалардан айтарлықтай ерекшеленуі тиіс. Мысалы, өсіп келе жатқан ағаштардың әр түрлі түрлері мен жасы бар аймақ жеке қабаттар құруы керек. Ағаш отынын неғұрлым қарқынды жинайтын жерлер бөлек қабатқа бөлінуі мүмкін. Екінші жағынан, егер базалық сызық деградацияның бірдей сценарийін және антропогендік әсердің болмауын қамтамасыз етсе және жер үсті және жер асты биомассасында көміртектің жинақталуы жоба сценарийінде ұқсас болса, рельеф пен топырақ факторларына жеке қабат құруға кепілдік берілмейді.

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 жобаның аумағын анықтау және стратификациялау үшін қолданылатын әртүрлі көздерден алынған ақпаратты салыстыру үшін пайдалы болады. Сонымен қатар, келесі стратификация мониторингтің бірінші нүктесінен кейін жүзеге асырылады, өйткені жобаның шекаралары, ағаштардың түрлік құрамы және PDD-ге қатысты отырғызу жылы өзгеруі мүмкін. Мысалы, бір қабаттың ішінде көміртегі қорын есептеу екі субстраттың болуын көрсетуі мүмкін. Сондай-ақ, екі түрлі қабат өте ұқсас болуы мүмкін және бір қабат қалыптастыруға мүмкіндік береді. Келесі стратификация кезінде келесі факторларды ескеру қажет:

жобаның нақты шекарасы, жергілікті жер мен топырақты дайындау, ағаштардың түрлік құрамы және отырғызу жылы;

орманды басқару мониторингінің нақты деректері, мысалы, нақты жұқару және тыңайтқыш.

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.

Үлгілерді іріктеу.

Тұрақты жеке учаскелер жер үсті және жер асты биомассасының көміртегі қорларының өзгеруін өлшеу және бақылау үшін қолданылады. Тұрақты жеке учаскелер, әдетте, ормандардың көміртегі қорларын статистикалық өлшеу үшін тиімді болып саналады, өйткені әдетте бір учаскелердегі дәйекті бақылаулар арасында жоғары сәйкестік бар. Алайда, учаскелерге жобаның шекарасындағы басқа жерлер сияқты, мысалы, жерді дайындау және топырақты дайындау, арамшөптерді жою, тыңайтқыштар, суару, жұқару және т.б. және бұл учаскелер мониторингтің барлық кезеңіне кесілмеуге тиіс. Ең дұрысы, жобаға қызмет көрсететін персонал учаскелердің орналасқан жері туралы білмеуі керек. Егер таңбалау жергілікті жерде қолданылатын болса, ол білінбеуі тиіс.

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)3 :

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%);

Sh– h-тың стандартты үлестіру;

N– барлық қабаттар үшін жалғыз учаскелер саны,;

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.

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%.

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.

Жеке учаскелер мүмкіндігінше біркелкі бөлінгеніне көз жеткізу керек. Мысалы, егер бір қабат үш географиялық бөлінген аумақтан тұрса, онда:

1) учаскенің орташа мөлшерін ала отырып, стратаны учаскелер саны бойынша бөлу;

2) әр рельефтің ауданын учаскенің орташа ауданына бөлу, есептеу нәтижесінің бүтін мәнін осы аймаққа қолдану, мысалы, егер бөлу 6,3 учаскені берсе, онда 6 учаске осы аймаққа жатады, ал 0,3 учаске екіншісіне ауысады.

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.

______________________________________

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

7 тарау. Ормандарды басқару жобаларында ПГ таза сіңірілуін есепке алу ерекшеліктері

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.

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:

жер үстіндегі биомасса (ағаштар) - қосылады;

жер үстіндегі биомасса (басқа, ағаштар емес) - қосылмайды;

жер асты биомассасы (тамыры және т. б.) - қосылмайды;

өлі ағаш-қосылады;

құлаған - қосылмайды;

топырақ-қосылмайды;

ағаш жинау-қосылады.

ПГ шығарындылары мен сіңірулерінің көздері мынадай санаттарды қамтиды:

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);

метан: өлі ағаш, машиналар мен жабдықтар үшін қазбалы отынды тұтыну, тасымалдау, табиғи әсерлер (мысалы, орман өрттері);

азоттың шала тотығы: машиналар мен жабдықтар үшін қазбалы отынды тұтыну, тасымалдау, табиғи әсерлер (мысалы, орман өрттері).

Базалық сценарий (базалық желі) бойынша ПГ шығарындыларын бағалау)

Ормандарды басқару жобалары үшін базалық сценарий бойынша ПГ шығарындыларын есептеу мынадай формула бойынша жүзеге асырылады:

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.

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.

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.

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.

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;

– жоба басталғанға дейін әрбір J стратасы бойынша 1 га орманға жобалық орман алқабы, гектар;

– 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:

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:

– 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.

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.

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.

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.

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:

– жоба аумағында зақымдалған ағаш биомассасындағы t жылдағы көміртектің көлемі, тонна с;

- t жылы жоба аумағында дайындалған сүректің көміртегі көлеміндегі зақымдалған сүректің үлесі;

– t жылы жоба аумағында дайындалған іскерлік ағаштың биомассасындағы көміртектің жыл сайынғы көлемі, тоннС.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

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;

– t жылы жоба аумағында дайындалған ағаш биомассасындағы көміртектің жыл сайынғы көлемі, т. С.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

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.

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.

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.

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:

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:

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.

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.

МГЭИК (2006) нұсқаулығына сәйкес, ағаш өнімдерінің ұзақ мерзімді бассейні үшін жыл сайынғы тотығу мәнін 2% - ға дейін қолдануға болады.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

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.

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.

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.

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:

- 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;

-ағаштардың жер үсті биомассасындағы көміртектің үлесі;

- жоба аумағында ағаш дайындаудың жылдық ауданы T жылы, гектар.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

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:

жылдағы базалық сценарий бойынша қызметтен көміртектің жылдық жалпы шығарындылары, СО₂-эквиваленті тонна;

– сүрек дайындаудан алынған көміртектің жылдық эмиссиясы t, СО₂-эквивалент тоннасы;

- ағаш жинауға арналған алаңдарды дайындаудан көміртектің жылдық эмиссиясы T жылы, СО₂-эквиваленті тонна;

– ағашты тасып әкетуден көміртегінің жылдық эмиссиясы t, тонна СО₂-эквиваленті;

-ағашты өңдеу орнына тасымалдаудан және T жылы пайдалану орнына көміртектің жылдық эмиссиясы, СО₂-эквиваленті тонна;

– Ағаш өңдеу орнында электр энергиясын тұтынудан көміртектің жылдық эмиссиясы t, СО₂-эквиваленті тонна;

– ағаш өнімдерін одан әрі пайдалану орындарына t жылы тасымалдаудан көміртектің жылдық эмиссиясы, СО₂-эквиваленті тонна.

4) ұйғарынды ақпараттың орналасу орны: жоқ.

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:

-T жылдағы шығарындылардың жылдық көлемі, СО₂-эквиваленті тонна;

-t жылы операцияларды орындау үшін отын тұтыну, кг / м3;

-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:

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.

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:

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:

- T жылы жоба бойынша қызметтен ПГ эмиссиясы, СО₂-эквиваленті тонна;

- t жылында жобаны басқару және жоспарлау жөніндегі қызметтен ПГ эмиссиясы, СО₂-эквиваленті тонна;

-t жылы жобаны әзірлеу және іске қосу үшін сапарлар жөніндегі қызметтен ПГ эмиссиясы, СО₂-эквиваленті тоннасы;

– T жылында жобаның мониторингі жөніндегі қызметтен ПГ эмиссиясы, тоннСО₂-эквиваленті;

– 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 жүргізіледі. Сонымен қатар, орман өрттері кезінде СО₂-дан басқа, метан мен азот оксидінің шығарындылары орын алатындығын ескеру қажет, олар жоба бойынша жалпы эмиссияларды бағалау кезінде маңызды болуы мүмкін (өйткені СО₂-мен салыстырғанда жаһандық жылынудың үлкен коэффициенттері бар).

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 сценарийге жатқызылуы тиіс қызмет өзгерген кезде ормандардың тозуы нәтижесінде көміртегі эмиссиясы (мысалы, жоба аумағында өндірілетін ағаш өнімін жоба шекарасына қоспау); 2) жоба ағаш өнімдеріне (және, мүмкін, көрсетілетін қызметтерге) сұраныс пен ұсынысқа әсер еткен кезде "нарықтық" ағып кетулерден шығарындылар.

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;

- 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.

Орман шаруашылығында
парниктік газдар
шығарындыларын сіңіруді
ұлғайту және азайту жөніндегі
жобаларды дайындау
әдістемесіне
қосымша

1-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 2

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

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.

Категория установки	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 %.
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 %.
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 %.

Об утверждении Методик по расчету выбросов и поглощения парниковых газов

Методика расчетов выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов

Глава 1. Общие положения

Глава 2. Расчеты коэффициента выбросов СО2 от сжигания горючих газов

Таблица 1

Коэффициенты по умолчанию для горючих газов

Таблица 2

Табличные значения объемных показателей

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

Глава 1. Общие положения

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

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

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

Глава 1. Общие положения

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

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

Таблица 1

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

Таблица 2

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

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

Глава 1. Общие положения

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

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

Таблица 1

Содержание углерода в углеродосодержащих технологических материалах

Таблица 2

Методика расчетов выбросов парниковых газов от установок по производству цемента

Глава 1. Общие положения

Глава 2. Расчеты выбросов СО2 от установок по производству цемента

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

Таблица 1

Молярная масса химических веществ

Таблица 2

Значения по умолчанию для степени кальцинации потерянной цементной пыли

Методика расчетов выбросов парниковых газов от установок по производству алюминия

Глава 1. Общие положения

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

Таблица 1

Таблица 2

Угловой коэффициент для CF4 и C2F6

Таблица 3

Основные характеристики для расчетов ПФУ при анодном эффекте

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

Глава 1. Общие положения

Глава 2. Определение базовой линии проекта

Глава 3. Оценка поглощения парниковых газов

Глава 4. Расчет оцениваемых утечек

Глава 5. Ожидаемое оцениваемое повышение конечной антропогенной абсорбции поглотителями

Глава 6. Мониторинг объемов нетто-поглощения парниковых газов

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

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

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

Парниктік газдар шығарындылары мен сіңірулерін есептеу жөніндегі әдістемелерді бекіту туралы

Жанғыш газдарды жағудан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

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

Жанғыш газдар үшін үнсіз келісім бойынша 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

3 тарау. Жылу электр станцияларының, жылу электр станциялары мен қазандықтардың қазандықтарынан метан және азот тотығы шығарындыларын есептеу

Мұнай және газ өндіретін қондырғылардан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

2-тарау. Мұнай және газ өндіретін қондырғылардан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу

3-тарау. Парниктік газдар шығарындыларын мониторингілеу үшін деректер жинау және сақтау

Парниктік газдарды есептеу және мониторинг жоспарына қосу кезіндегі көздер қараудан алынып тасталуы мүмкін деректерді бақылаудың ұсынылған деңгейлері

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

Шойын, болат және күйдіргіштерді біріктірілген өндірісі бойынша қондырғылардан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

2-тарау. Шойын, болат және күйдіргіштерді біріктірілген өндірісінен болған СО2 шығарындыларын есептеу

3-тарау. Парниктік газдар шығарындыларын мониторингілеу үшін деректерді жинау және сақтау

Металлургия өндірісі материалдарындағы көміртегінің құрамы

Парниктік газдар шығарындыларын есептеу және мониторинг жоспарын қою кезінде олардың негізінен алынып тасталуы мүмкін деректерді бақылаудың ұсынылған деңгейі

Цемент өндіру қондырғыларынан болған парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

2-тарау. Цемент өндіру қондырғыларынан болған СО2 шығарындыларын есептеу

3-тарау. Парниктік газдар шығарындыларын мониторингілеу үшін деректерді жинау және сақтау

Химиялық заттардың молярлық массасы

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

2-тарау. Шойын, болат және күйдіргіштерді біріктірілген өндірісінен болған СО₂ шығарындыларын есептеу

2-тарау. Цемент өндіру қондырғыларынан болған СО₂ шығарындыларын есептеу