О внесении изменении и дополнений в приказ Министра экологии и природных ресурсов Республики Казахстан от 17 января 2023 года № 9 "Об утверждении методик по расчету выбросов и поглощения парниковых газов"

Приказ Министра экологии и природных ресурсов Республики Казахстан от 1 марта 2024 года № 55. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 4 марта 2024 года № 34109

      ПРИКАЗЫВАЮ:

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

      в приложении 1 к вышеуказанному приказу:

      пункт 7 изложить в новой редакции:

      "7. Компонентный состав представляется в объемных долях либо молярных долях. При неопределяемых компонентах, состав газа консервативно принимается на основе этана. При этом ЭРИ производит автоматический перерасчет объемных долей в молярные доли. Сумма долей различных компонентов составляет 1.";

      дополнить пунктом 18-1 следующего содержания:

      "18-1. Информацию по составу газа и его плотности оператор установки учитывает для каждой партии газа индивидуально, затем осуществляет суммирование полученных результатов и использует в расчетах усредненные показатели за отчетный период".

      Таблицу 1 изложить в новой редакции:

      "

Таблица 1
Коэффициенты по умолчанию для горючих газов

Наименование газа

Промышленный процесс/источник газа

Плотность газа (при стандартных условиях)

Массовая/объемная доля углерода в газе

Коэффициент выбросов СО2 при сжигании газа

Низшая объемная теплота сгорания t–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

0,017303

Полукоксовый

Производство полукокса из углей Шубаркольского разреза (спецкокс)

0,91

0,17

0,15

0,60

0,54

70,85

0,0076

Доменный газ

Выплавка передельного чугуна

1,30

0,2004

0,2605

0,7343

0,9545

217,6221

0,0044

Доменный газ

Выплавка литейного чугуна

1,30

0,1838

0,2389

0,6734

0,8754

189,377

0,0046

Конвенторный газ

Выплавка стали

1,40

0,3657

0,5120

1,3400

1,8760

194,7959

0,0096

Ферросплавный газ

Производство феррохрома

1,26

0,3589

0,4522

1,3151

1,6570

176,8031

0,0094

Ферросплавный газ

Производство силикомарганца

1,26

0,3811

0,4802

1,3965

1,7596

179,6387

0,0098

Ферросплавный газ

Производство ферросилиция

1,26

0,3621

0,4562

1,3267

1,6716

172,0869

0,000714

Ферросплавный газ

Производство ферромарганца

1,26

0,3927

0,4949

1,4391

1,8133

174,3199

0,011

      ".

      Таблицу 2 изложить в новой редакции:

      "

Таблица 2
Табличные значения объемных показателей

Наименование газа

Источник газа/процесса

Плотность газа (при стандартных условиях)

Массовая/объемная доля углерода в газе

Коэффициент выбросов СО2 при сжигании газа

Низшая объемная теплота сгорания t–20оС р–101325 Ра

килограмм/метр кубический

тонн углеро да/тонн газа

тонн углерода/ 1000 метров кубических газа

тонн CО2/тонн газа

тонн CО2/1000 метров кубических

тонн CО2/терра джоуль

терраджоуль/1000 метров кубических

Ртабл

Мтабл (массовая доля)

Мтабл (объемная доля)

EFтабл (массовая)

EFтабл (объемная)

EFJтабл

NCVтабл (объемная)

Нефтезаводской газ

Установки первичной перегонки нефти (прямое использование топливного газа без обработки)

1,93

0,8184

1,5795

2,9987

5,7875

64,8686

0,089

Нефтезаводской газ

Сухой газ после газофракциниров ки и/или аминовой очистки

1,58

0,7998

1,2637

2,9307

4,6306

63,6540

0,073

Нефтезаводской газ

Термический крегинг мазута под давлением (вискрекинг)

1,89

0,8171

1,5443

2,9940

5,6586

64,7429

0,087

Нефтезаводской газ

Замедленное коксование

1,53

0,8068

1,2344

2,9562

4,5230

63,5517

0,071

Нефтезаводской газ

Каталитический крекинг (бензиновый, обычный режим)

1,99

0,8095

1,6110

2,9663

5,9029

65,364

0,09

Нефтезаводской газ

Каталитический реформинг (обычный режим)

1,87

0,8066

1,5084

2,9556

5,5270

64,9432

0,085

Нефтезаводской газ

Гидроочистка

1,44

0,8059

1,1605

2,9529

4,2522

62,9705

0,068

Отходящий ("кислый") газ

Отходящие газы установок сероочистки на факельное сжигание

1,45

0,0197

0,0285

0,0721

0,1045

5,0964

0,021

Попутный нефтяной газ

Сжигание в теплоагрегатах и на факелах высокого давления

1,13

0,7424

0,8389

2,7204

3,0740

61,3524

0,05

Попутный нефтяной газ

Сжигание на факелах низкого давления

1,36

0,7620

1,0363

2,7922

3,7974

62,5716

0,061

      ".

      в приложении 2 к вышеуказанному приказу:

      пункт 10 изложить в новой редакции:

      "10. Показатель: Коэффициент окисления топлива (вариант а).

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

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

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:



      где:

      OFтопл - коэффициент окисления топлива, доля;

      q4- потери тепла в следствии механической неполноты сгорания топлива твердого топлива, %.

      Показатель рассчитывается в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

      Показатель определяется в соответствии с Методическим указаниям по составлению отчета электростанции о тепловой экономичности оборудования недожогом топлива в шлаках и уносе, замеренных в собственной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

      При расходе жидкого топлива равному или меньше 1 % от общего расхода топлива, показатель принимается равным нулю.

      При отсутствии возможностей определения коэффициента потери тепла вследствие механической неполноты сгорания твердого и жидкого топлива, показатель принимается равным нулю.

      q3- потери тепла в следствии химической неполноты сгорания топлива, %.

      Показатель определяется в соответствии с Методическими указаниями по составлению отчета электростанции о тепловой экономичности оборудования, либо по нормативным энергетическим характеристикам котлов. При отсутствии данных показатель принимается равным нулю.

      Субъект квотирования использует усредненный показатель потерь тепла вследствие механической неполноты сгорания твердого или жидкого топлива за рассматриваемый период.

      При определении коэффициент окисления топлива, округление производится до четвертой цифр после запятой.

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

      пункт 21 изложить в новой редакции:

      "21. Показатель: Выбросы

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

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

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:



      где:

     

- выбросы CH4 при сжигании твердого и жидкого топлива (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного), тонн СО2 - эквивалент;

     

- количество сожженного твердого или жидкого (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного) топлива за отчетный период,

     

- коэффициент выбросов CH4 при сжигании твердого и жидкого (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного) топлива, согласно таблицам 2, 3 приложения к настоящей Методике, тонн CH4/ТДж.;

      Qt- низшая теплота сгорания рабочего твердого и жидкого топлива (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного), ТДж/тонн топлива. Показатель предоставляется поставщиком топлива для каждой предоставленной партии и вида топлива (паспорт топлива) или осуществляется анализ низшей теплоты сгорания твердого и жидкого топлива в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса. При проведении анализов в лаборатории, частота и периодичность исследований устанавливаются субъектом квотирования самостоятельно и фиксируется в Плане мониторинга. При отсутствии данных показатель принимается согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, ТДж/тонн топлива;

      OFтопл - коэффициент окисления топлива, рассчитываемый в соответствии с пунктом 10 либо пунктом 11 настоящей Методики при наличии имеющихся данных. При отсутствии данных, показатель принимается равным 1.

      Субъекты квотирования используют коэффициент выбросов N2O согласно таблице 3 Методики в зависимости от вида топлива и типа используемого оборудования.

      Субъекты администрирования используют коэффициент выбросов N2O согласно таблице 2 Методики в зависимости от вида топлива и типа используемого оборудования.

      При отсутствии подходящих коэффициентов выбросов N2O в таблицах 2,3 настоящей Методики, используются значения коэффициентов выбросов N2O выбранные по принципу схожести агрегатного состояния и использования схожего типа оборудования и технологии сжигания.

     

– коэффициент потенциала глобального потепления для метана, тонн СО2 - эквивалент/тонн CH4. Показатель определяется в соответствии с пунктом 3 статьи 282 Кодекса и публикуется на официальном интернет ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами.

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

      пункт 22 изложить в новой редакции:

      "22. Показатель: Выбросы N2O

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

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

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

     


      где:

     

- выбросы N2O при сжигании твердого и жидкого топлива (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного), тонн СО2 - эквивалент;

     

- количество сожженного твердого или жидкого (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного) топлива за отчетный период, тонн;

      Qt- низшая теплота сгорания рабочего твердого и жидкого топлива (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного), ТДж/тонн топлива. Показатель предоставляется поставщиком топлива для каждой предоставленной партии и вида топлива (паспорт топлива), либо осуществляется анализ низшей теплоты сгорания твердого и жидкого топлива в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса. При проведении анализов в лаборатории, частота и периодичность исследований устанавливаются субъектом квотирования самостоятельно и фиксируется в Плане мониторинга. При отсутствии данных показатель принимается согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, ТДж/тонн топлива;

      OFтопл - коэффициент окисления топлива, рассчитываемый в соответствии с пунктом 10 либо пунктом 11 настоящей Методики при наличии имеющихся данных. При отсутствии данных, показатель принимается равным 1.

     

- коэффициент выбросов N2O при сжигании твердого и жидкого (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного) топлива, согласно таблицам 2, 3 приложения к настоящей Методике тонн N2O/ТДж;

      Субъекты квотирования используют коэффициент выбросов N2O согласно таблице 3 Методики в зависимости от вида топлива и типа используемого оборудования.

      Субъекты администрирования используют коэффициент выбросов N2O согласно таблице 2 Методики в зависимости от вида топлива и типа используемого оборудования.

      При отсутствии подходящих коэффициентов выбросов N2O в таблицах 2,3 настоящей Методики, используются значения коэффициентов выбросов N2O выбранные по принципу схожести агрегатного состояния и использования схожего типа оборудования и технологии сжигания.

     

- коэффициент потенциала глобального потепления для оксида азота, тонн СО2 - эквивалент/тонн N2O. Показатель определяется в соответствии с пунктом 3 статьи 282 Кодекса и публикуется на официальном интернет ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами.

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

      Таблицу 1 изложить в новой редакции:

      "

Таблица 1

Наименование типа топлива

Значение низшей теплотворной способности (Низшая Теплота Сгорания) по умолчанию (ТДж/тонн)

Эффективный коэффициент выбросов CO2 по умолчанию, (тонн/ТДж)

Сырая нефть

0,0423

73,3

Оримульсия

0,0275

77

Сжиженный природный газ

0,0442

64,2

Бензин

Автомобильный бензин

0,0443

69,3

Авиационный бензин

0,0443

70

Бензин для реактивных двигателей

0,0443

70

Керосин для реактивных двигателей

0,0441

71,5

Другие виды керосина

0,0438

71,9

Сланцевое масло

0,0381

73,3

Газойль/Дизельное топливо

0,043

74,1

Топочный мазут

0,0404

77,4

Сжиженный нефтяной газ

0,0473

63,1

Этан

0,0464

61,6

Нафта

0,0445

73,3

Битум

0,0402

80,7

Смазочные материалы

0,0402

73,3

Нефтяной кокс

0,0325

97,5

Сырье нефтепереработки

0,043

73,3

Прочие

Нефтяной газ

0,0495

57,6

нефтепродукты

Твердые парафины

0,0402

57,6


Уайт-спирит и СОТК

0,0402

73,3


Другие нефтепродукты

0,0402

73,3

Антрацит

0,0267

98,3

Коксующийся уголь

0,0282

94,6

Другие виды битуминозного угля

0,0258

94,6

Полубитуминозный уголь

0,0189

96,1

Лигнит

0,0119

101

Горючий сланец и битуминозные пески

0,0089

107

Брикетированный бурый уголь

0,0207

97,5

Патентованное топливо

0,0207

97,5

Кокс

Печной и лигнитовый кокс

0,0282

107

Газовый кокс

0,0282

107

Каменноугольный деготь

0,028

80,7

Производные газы

Заводской газ

0,0387

44,4

Коксовый газ

0,0387

44,4

Доменный газ

0,00247

260

Газ кислородных сталеплавильных печей

0,00706

182

Природный газ

0,048

56,1

Бытовые отходы (небиологические фракции)

0,01

91,7

Промышленные отходы

не применимо

143

Нефтяные отходы

0,0402

73,3

Торф

0,00976

106

Твердое биотопливо

Древесина/древесные отходы

0,0156

112

Щелок (Черный щелок)

0,0118

95,3

Прочие типы твердых первичных биомасс

0,0116

100

Древесный уголь

0,0295

112

Жидкое

Биобензин

0,027

70,8

биотопливо

Био-дизтопливо

0,027

70,8


Другие виды жидкого биотоплива

0,0274

79,6

Биогаз

Газ из органических отходов

0,0504

54,6

Канализационный газ

0,0504

54,6

Другие биогазы

0,0504

54,6

Другие виды не ископаемое

Бытовые отходы (фракция биомассы)

0,0116

100

      ";

      Таблицу 2 изложить в новой редакции:

      "

Таблица 2
Коэффициенты выбросов из утилитарных источников

Основная технология

Конфигурация

Коэффициенты1 выбросов (тонн/ТДж подводимой энергии)

СН4

N2O

Жидкие виды топлива

Котлы на топочном мазуте/сланцевом масле

Нормальное сжигание

r 0,0008

0,0003

Танценциальное сжигание

r 0,0008

0,0003

Котлы на газойле/ дизельном топливе

Нормальное сжигание

0,0009

0,0004

Танценциальное сжигание

0,0009

0,0004

Большие дизельные двигатели >600л.с. (447кВт)


0,004

NA

Твердые виды топлива

Котлы, сжигающие распыленный битум

Сухое дно, пристенное сжигание

0,0007

r 0,0005

Сухое дно, тангенциальное сжигание

0,0007

r 0,0014

Мокрое дно

0,0009

r 0,0014

Котлы с механической загрузкой и распределением битума

С повторной загрузкой и без

0,001

r 0,0007

Топка с битумным псевдоожиженным слоем

Циркулирующий слой

0,001

r 0,061

Кипящий слой

0,001

r 0,061

Битумная циклонная печь


0,0002

0,0016

Лигнитовая топка с псевдоожиженным слоем при атмосферном давлении


NA

r 0,071

Природный газ

Котлы


r 0,001

0,001

Газовые турбины > 3 МВт


r 0,004

n 0,001

Большие двухтопливные двигатели


r 0,285

NA

Установка комбинр. цикла


r 0,001

n 0,003

Торф

Топка с псевдоожиженным слоем

Циркулирующий слой

n 0,003

0,007

Кипящий слой

n 0,003

0,003

Биомасса

Котлы на древесине/древесных отходах


n 0,011

n 0,007

Утилизационные котлы на древесине


n 0,001

n 0,001

Примечание:
NA - данные отсутствуют

n - указывает на новый коэффициент выбросов, который не был представлен в Руководящих указаниях МГЭИК1996 г.

r - указывает на коэффициент выбросов, который был пересмотрен после выхода Руководящих указаний МГЭИК 1996 г.

      ";

      Таблицу 3 изложить в новой редакции:

      "

Таблица 3
Коэффициенты выбросов из промышленных источников

Основная технология

Конфигурация

Коэффициенты1 выбросов (тонн/ТДж подводимой энергии)

СН4

N2O

Жидкие виды топлива

Котлы на топочном мазуте


0,003

0,0003

Котлы на газойле/ дизельном топливе


0,0002

0,0004

Большие стационарные дизельные двигатели >600л.с. (447кВт)


r 0,004

NA

Котлы на сжиженном нефтяном газе


n 0,0009

n 0,004

Твердые виды топлива

Другие битумные/полубитумные котлы с механической загрузкой сверху


0,001

r 0,0007

Другие битумные/полубитумные котлы с механической загрузкой снизу


0,014

r 0,0007

Другие битумные/полубитумные котлы на распыленном топливе

Сухое дно, пристенное сжигание

0,0007

r 0,0005

Сухое дно, тангенциальное сжигание

0,0007

r 0,0014

Мокрое дно

0,0009

r 0,0014

Другие битумные котлы с мех. загрузкой и распределением


0,001

r 0,0007

Другие битумные/полубитумные топки с псевдоожиженным слоем

Циркулирующий слой

0,001

r 0,061

Кипящий слой

0,001

r 0,061

Природный газ

Котлы


r 0,001

n 0,001

Газовые турбины1 > 3 МВт


r 0,004

0,001

Поршневые двигатели на природном газе2

2-тактные, обедненная смесь

r 0,693

NA

4-тактные, обедненная смесь

r 0,597

NA

4-тактные, обогащенная смесь

r 0,110

NA

Биомасса

Котлы на древесине/древесных отходах


n 0,011

n 0,007

Примечание:
1 Коэффициент получен по установкам, работающим только на высоких нагрузках (80 %).

2 Большинство работающих на газе поршневых двигателей используется в газовой промышленности, в компрессорных установках трубопроводов и хранилищ, и на газоперерабатывающих заводах.

NA - данные отсутствуют

n - указывает на новый коэффициент выбросов, который не был представлен в Руководящих указаниях МГЭИК1996 г.

r - указывает на коэффициент выбросов, который был пересмотрен после выхода Руководящих указаний МГЭИК 1996 г.

      ".

      в приложении 3 к вышеуказанному приказу:

      пункт 4 изложить в новой редакции:

      "4. Показатель: Суммарные выбросы парниковых газов установки

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

      2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:



      где:

      Едобыча – суммарные годовые выбросы СО2 эквивалент от процесса добычи, в году у, тонн СО2-эквивалент;

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

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

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

      Eflare,y – суммарные выбросы СО2 от сжигания попутного нефтяного газа и другие виды газообразного топлива на факеле, тонн СО2эквивалент;

     

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

     

– суммарные годовые выбросы СО2 и от горения топливного газа на дежурных горелках, тонн СО2-эквивалент;

     

- суммарные годовые выбросы СН4 от транспортировки нефти и газа, тонн СО2-эквивалент

     

- суммарные годовые выбросы СН4 при продувке факельных коллекторов, технических остановках, запусках и других процессах, тонн СО2-эквивалент.

      При единице измерения - тонна, округление производится до двух цифр после запятой.

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

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

      дополнить пунктом 21-1 следующего содержания:

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

      дополнить пунктом 23-1 следующего содержания:

      "23-1. В случае отсутствия инструментальных замеров по утечкам на установке, данные выбросы от утечек оператор установки рассчитывает согласно по международным методологиям по расчету выбросов парниковых газов с использованием коэффициентов для развитых стран со средним значением диапазона.";

      дополнить пунктом 25-1 следующего содержания:

      "25-1. В случае отсутствия инструментальных замеров при добыче нефти и газа на установке, данные выбросы от утечек оператор установки рассчитывает согласно по международным методологиям по расчету выбросов парниковых газов с использованием коэффициентов для развитых стран со средним значением диапазона.";

      дополнить пунктом 28-1 следующего содержания:

      "28-1. В случае отсутствия инструментальных замеров от транспортировки газа и его хранения, данные выбросы от утечек оператор установки рассчитывает согласно по международным методологиям по расчету выбросов парниковых газов с использованием коэффициентов для развитых стран со средним значением диапазона.";

      Таблицу 1 изложить в новой редакции:

      "

Таблица 1

Наименование типа топлива

Значение низшей теплотворной способности (Низшая Теплота Сгорания) по умолчанию (ТДж/тонн)

Эффективный коэффициент выбросов CO2 По умолчанию, (тонн/ТДж)

Сырая нефть

0,0423

73,3

Оримульсия

0,0275

77

Сжиженный природный газ

0,0442

64,2

Бензин

Автомобильный бензин

0,0443

69,3

Авиационный бензин

0,0443

70

Бензин для реактивных двигателей

0,0443

70

Керосин для реактивных двигателей

0,0441

71,5

Другие виды керосина

0,0438

71,9

Сланцевое масло

0,0381

73,3

Газойль/Дизельное топливо

0,043

74,1

Топочный мазут

0,0404

77,4

Сжиженный нефтяной газ

0,0473

63,1

Этан

0,0464

61,6

Нафта

0,0445

73,3

Битум

0,0402

80,7

Смазочные материалы

0,0402

73,3

Нефтяной кокс

0,0325

97,5

Сырье нефтепереработки

0,043

73,3

Прочие

Нефтяной газ

0,0495

57,6

нефтепродукты

Твердые парафины

0,0402

57,6


Уайт-спирит и СОТК

0,0402

73,3


Другие нефтепродукты

0,0402

73,3

Антрацит

0,0267

98,3

Коксующийся уголь

0,0282

94,6

Другие виды битуминозного угля

0,0258

94,6

Полубитуминозный уголь

0,0189

96,1

Лигнит

0,0119

101

Горючий сланец и битуминозные пески

0,0089

107

Брикетированный бурый уголь

0,0207

97,5

Патентованное топливо

0,0207

97,5

Кокс

Печной и лигнитовый кокс

0,0282

107

Газовый кокс

0,0282

107

Каменноугольный деготь

0,028

80,7

Производные газы

Заводской газ

0,0387

44,4

Коксовый газ

0,0387

44,4

Доменный газ

0,00247

260

Газ кислородных сталеплавильных печей

0,00706

182

Природный газ

0,048

56,1

Бытовые отходы (небиологические фракции)

0,01

91,7

Промышленные отходы

не применимо

143

Нефтяные отходы

0,0402

73,3

Торф

0,00976

106

Твердое биотопливо

Древесина/древесные отходы

0,0156

112

Щелок (Черный щелок)

0,0118

95,3

Прочие типы твердых первичных биомасс

0,0116

100

Древесный уголь

0,0295

112

Жидкое

Биобензин

0,027

70,8

биотопливо

Био-дизтопливо

0,027

70,8


Другие виды жидкого биотоплива

0,0274

79,6

Биогаз

Газ из органических отходов

0,0504

54,6

Канализационный газ

0,0504

54,6

Другие биогазы

0,0504

54,6

Другие виды не ископаемое

Бытовые отходы (фракция биомассы)

0,0116

100

      ".

      в приложении 4 к вышеуказанному приказу:

      пункт 1 изложить в новой редакции:

      "1. Настоящая Методика по расчету выбросов парниковых газов от производства чугуна, стали, агломератов и окатышей (далее–Методика) разработана в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Экологического кодекса Республики Казахстан (далее – Кодекс) и предназначена для расчетов выбросов парниковых газов от производства чугуна, стали, агломератов и окатышей.

      Производственные процессы от сжигания топлива на печах (высокотемпературная переработка сырья в печах, с целью протекания химических реакций и извлечение полезных компонентов), рассчитываются в соответствии с международными методиками по расчету выбросов парниковых газов.";

      пункт 9 изложить в новой редакции:

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

      Показатель: Выбросы СО2 при производстве чугуна

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

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

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      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. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса.

      S – Сумма (математический знак);

      CARBF – количество углеродосодержащих технологических материалов, тонн. Показатель поданных в доменную печь, определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса.

      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. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса.

      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. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса.

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

      CR,BF – содержание углерода в пыли доменного цеха, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса.

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

      дополнить пунктом 18-1 следующего содержания:

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

      в приложении 5 к вышеуказанному приказу:

      пункт 1 изложить в новой редакции:

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

      Производственные процессы от сжигания топлива на печах (высокотемпературная переработка сырья в печах, с целью протекания химических реакций и извлечение полезных компонентов), рассчитываются в соответствии с международными методиками по расчету выбросов парниковых газов.";

      дополнить пунктом 8-1 следующего содержания:

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

      пункт 9 исключить;

      дополнить пунктом 10-1 следующего содержания:

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

      пункт 38 изложить в следующей редакции:

      "38. Вследствие наличия данных у операторов установок данных для расчета при обжиге известняка, следует использовать следующую формулу:

      МСО2 = kCO2,известьi х Мизвести i х kип,i х kгаш.извести,i (19),

      где:

      МСО2 - выбросы от производства извести, тонн СО2-эквивалента;

      kCO2,известь i – коэффициент выбросов СО2 для извести типа "i", тоннСО2/тонну извести;

      Мизвести i – производство извести типа "i", тонны;

      kип,i - поправочный коэффициент на известковую пыль (ИП) для извести типа "i", относительные единицы. Эта поправка может быть учтена аналогично поправке на цементную пыль (ЦП);

      kгаш.извести,i - поправочный коэффициент на гашеную известь типа "i", относительные единицы;

      "i" -любой тип извести, из перечисленных в таблице 5 Приложения к Методике.".

      в приложении 6 к вышеуказанному приказу:

      пункт 2 изложить в новой редакции:

      "2. Производственные процессы от сжигания топлива на печах (высокотемпературная переработка сырья в печах, с целью протекания химических реакций и извлечение полезных компонентов), рассчитываются в соответствии с международными методиками по расчету выбросов парниковых газов.";

      пункт 10 изложить в новой редакции:

      "10.Показатель: выбросы C2F6 от производства алюминия

      EC2F6 = (ECF4 × F C2F6 / CF4) × GWPC2F6 (5),

      где:

      EC2F6 – выбросы C2F6 от производства алюминия, килограмм C2F6;

      F C2F6 / CF4 – весовое соотношение C2F6/CF4, кг (данные из таблицы 4 Приложения к настоящей Методике);

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

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

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

      Неопределенность коэффициентов выбросов ПФУ составляет в пределах (±15 %).";

      таблицу 4 изложить в новой редакции:

      "Таблица 4

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

Технологияa

Угловой коэффициентb,c для CF4 кг/тонн, (килограмм CF4/ тонн алюминия) / (минуты анодного эффекта/ ванно-сутки)

Коэффициент перенапряженияb,c,d, [(кгCF4/TAl)/ (мB)]

Весовое соотношение C2F6 / CF4

CF4

Неопределенность, (+/-) %

CF4

Неопределенность, (+/-) %

C2F6 / CF4

Неопределенность, (+/-) %

GWPB

0,143

6

1,16

24

0,121

11

SWPB

0,272

15

3,65

43

0,252

23

VSS

0,092

17

Не применяется

Не применяется

0,053

15

HSS

0,099

44

0,085

48

Примечание:
a Центральное предварительное спекание (GWPB), боковое предварительное спекание (SWPB), вертикальный метод Стада Содеберга (VSS).
b Источник: измерения, переданные в IAI, измерения финансируемые US EPA, измерения различных заводов.
c В каждом угловом коэффициенте напряжения заложено предположение о соотношении выбросов по разным технологиям: GWPB 98 %, SWPB 90 %, VSS 85 %, HSS 90 %. Эти проценты были предложены на основании измерений фракции ПФУ, измерений выхода по газу фтору и заключения экспертов.
d Указанные коэффициенты отражают измерения, проведенные на нескольких предприятиях, регистрирующих положительное перенапряжение, и на других предприятиях, регистрирующих алгебраическое перенапряжение. В настоящее время не установлено устойчивое соотношение между положительным и алгебраическим перенапряжением. Положительное перенапряжение должно давать лучшую корреляцию с выбросами ПФУ, чем алгебраическое перенапряжение. Коэффициенты перенапряжения не применяются к технологиям VSS и HSS.

      ".

      в приложении 8 к вышеуказанному приказу:

      пункт 3 изложить в новой редакции:

      "3. При открытой добыче угля образуются выбросы парниковых газов при осуществлении следующих процессов - добыча угля, выбросы после добычи угля, выбросы при низкотемпературном окислении и эндогенных пожаров.";

      пункт 5 изложить в новой редакции:

      "5. Показатель: Выбросы СН4 при открытой или закрытой добыче угля

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

      2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      EСН4 = М×ВСН4 × КСН4 (1),

      где:

      EСН4 - выбросы метана при открытой или закрытой добыче угля за отчетный период, тонна;

      М - объем добытого угля при открытой или закрытой добыче угля за отчетный период, тонна;

      ВСН4 - метаноностность добываемого угля, м3 СН4/тонна;

      Метаноностность добываемого угля определяется по результатам собственной аттестованной производственной лаборатории или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

      КСН4 - коэффициент преобразования для перевода объемных единиц измерения (м3), в единицы массы (тонны или килограммы), равное 0,67 кг/м3;

      Преобразование осуществляется путем учета плотности метана при стандартных условиях атмосферы и температуры в 20°С.

      В случае отсутствия данных по метаноностности добываемого угля операторы установок используют данные геологических пластов в соответствии с геологическим паспортом объекта или среднесуточные величины данных системы внутреннего мониторинга по содержанию метана в шахтах в пересчете на 1 тонну добытого угля.

      В случае отсутствия данных измерений метаноносности при подземной и открытой добычи угля, операторы установок для всех технологических процессов при добыче угля и после добычи угля используют следующие средневзвешенные коэффициенты выбросов:

      средневзвешенный коэффициент СН4 для подземной добычи угля 28,56 м3/т или 20,478 кг/т кг/т (добыча угля и после добычи);

      средневзвешенный коэффициент СН4 для открытой добычи угля 1,225 м3/т или 0,878 кг/т (добыча угля и после добычи);

      КСН4 - коэффициент преобразования для перевода объемных единиц измерения (м3), в единицы массы (тонны или килограммы), равное 0,717 кг/м3.

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

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

      пункт 6 изложить в новой редакции:

      "6. Для всех технологических процессов при добыче угля и после добычи угля оператор установки использует следующие средневзвешенные коэффициенты выбросов СО2:

      для подземного угля - 3,927 м3/т или 7,679 кг/т (добыча угля и после добычи).

      для открытой добычи угля - 0,35м3/т или 0,686 кг/т (добыча угля и после добычи).

      СО2 - коэффициент преобразования для перевода объемных единиц измерения (м3), в единицы массы (тонны или килограммы), равное 1,96 кг/м3;

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

      пункт 8 изложить в новой редакции:

      "8. Улетучивание остатков парниковых газов от добытого угля, который находится на складе временного хранения или уже погружен для отправки потребителям является важным этапом в учете основных выбросов парниковых газов от открытой и закрытой разработки.

      Показатель: Выбросы СН4 после открытой или закрытой добыче угля

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

      2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      EСН4уг = М× ССН4 × КСН4, (3)

      где:

      EСН4уг - выбросы метана после открытой или закрытой добыче угля за отчетный период, тонна;

      М - объем добытого угля за отчетный период, тонна;

      ССН4 – содержание СН4 в угле после открытой или закрытой добыче угля добычи угля, м3 СН4/тонна применять только в том случае, если не применяется единый, средневзвешенный коэффициент СН4 для подземной или открытой добычи угля указанный в пункте 5.

      КСН4 - коэффициент преобразования для перевода объемных единиц измерения (м3), в единицы массы (тонны или килограммы), равное 0,717 кг/м3;

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

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

      пункт 9 изложить в новой редакции:

      "9. Показатель: Выбросы СО2 после открытой или закрытой добыче угля

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

      2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      EСО2уг = М× ССО2 × КСО2 (4)

      где:

      EСО2уг. - выбросы СО2 после открытой или закрытой добыче угля за отчетный период, тонны;

      М - объем добытого угля за отчетный период, тонны;

      ССО2 - содержание СО2 в добытом угле, м3СО2/тонна применять только в том случае, если не применяется единый, средневзвешенный коэффициент СО2 для подземной или открытой добычи угля указанный в пункте 6 настоящей Методики.

      КСО2 - коэффициент преобразования для перевода объемных единиц

      измерения (м3), в единицы массы (тонны или килограммы), равное 1,96 кг/м3;

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

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

      заголовок параграфа 2 изложить в следующей редакции:

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

      пункт 12 исключить;

      пункт 13 изложить в новой редакции:

      "13. Показатель: Расчет выбросов СО2 для эндогенных пожаров

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

      2) источники информации: исходные данные субъекта квотирования в соответствии с настоящей Методикой.

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      Е = М *К1* К2 * ТНЗ * К3 * 44/12 *10-3 (6),

      где:

      Е - годовой выброс СО2 для эндогенных пожаров, тонн/год;

      М – количество складируемой внутренней вскрыши, тонн/год;

      К1 - коэффициент сгорания внутренней вскрыши, не менее 1 % от общего заскладированного объема внутренней вскрыши в породном отвале.

      В случае превышения значения 1 %, оператор установки рассчитывает коэффициент сгорания внутренней вскрыши по следующей формуле:

      К1 = (S * Р* Н) / M (6.1),

      где:

      К1 - коэффициент сгорания внутренней вскрыши;

      S – площадь пожаров определяемая, согласно измерениям маркшейдерским измерениям за год, м2;

      Р – плотность вскрыши согласно данным геологической службы, т/м3;

      Н – средняя глубина пожара, определяемая инструментально;

      М – количество складируемой внутренней вскрыши, тонн/год.

      К2 - коэффициент окисления углерода в угле, равный 0,98.

      ТНЗ - низшая теплотворная способность внутренней складируемой вскрыши, ТДж/ тонн.

      Данные по низшей теплотворной способности внутренней вскрыши плотности предоставляются поставщиком топлива или по результатам собственной аттестованной производственной лаборатории или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

      К3 - коэффициент выбросов углерода, кг/ТДж;

      Данные по коэффициенту выбросов углерода предоставляются поставщиком топлива или по результатам собственной аттестованной производственной лаборатории или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса;

      44/12 - коэффициент пересчета углерода в углекислый газ;

      10-3- перевод кг в тонны.

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

      пункт 26 изложить в новой редакции:

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

      в приложении 9 к вышеуказанному приказу:

      пункт 2 изложить в новой редакции:

      "2. Производственные процессы от сжигания топлива на печах (высокотемпературная переработка сырья в печах, с целью протекания химических реакций и извлечение полезных компонентов), следует рассчитывать в соответствии с МГЭИК, так как в Методике расчетов выбросов парниковых газов от котлов тепловых электростанций, теплоэлектроцентралей и котельных, не предусмотрены расчеты от сжигания топлива в печах.";

      пункт 7 изложить в новой редакции:

      "7. Показатель: выбросы СО2 от производства аммиака;

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

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

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      EСО2,y=∑nj=1 (RMCj,yxEFCO2 j,yxOFj,y) - RCO2 (1),

      где:

      EСО2,y – выбросы СО2 от производства аммиака за период "у", тонн СО2-эквивалент;

      RMCj,y - расход углеродсодержащего сырья (топлива) "j" на производство аммиака за период "у", тыс.м3, т.у.т или ТДж;

      Расход углеродсодержащего сырья (топлива) и топлива, используемого на технологические и энергетические цели при производстве аммиака, принимаются по фактическим данным оператора установки за отчетный период.

      EFCO2j,y – коэффициент выбросов СО2 от использования углеродсодержащего сырья (топлива) "j", тонн СО2/тонн. Показатель рассчитывается на основе фактических данных о компонентном составе газообразного топлива и содержании углерода в твердом и жидком топливе по формулам в соответствии с Методикой расчетов выбросов парниковых газов от котлов тепловых электростанций, теплоэлектроцентралей и котельных, разработанной в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Кодекса.

      При отсутствии фактических данных по компонентному химическому составу газообразного топлива и содержанию углерода в твердом и жидком топливе за отчетный период, используются значения коэффициентов выбросов для соответствующих видов топлива в соответствии с таблицей 1 Приложения к настоящей Методике.

      OFj,y – коэффициент окисления углеродсодержащего сырья (топлива) "j" за период "у", доля, принимается для всех видов газообразного, жидкого и твердого углеродсодержащего сырья (топлива) по умолчанию равным 1,0 (соответствует 100% окислению).

      RCO2 – масса СО2 образовавшегося в процессе производства аммиака, извлеченного для дальнейшего использования в качестве сырья для получения товарной продукции, тонн;

      j – вид углеродсодержащего сырья (топлива);

      n – количество видов углеродсодержащего сырья (топлива), используемых за период "у".

      При единице измерения - тонна, округление производится до трех цифр после запятой.

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

      в приложении 10 к вышеуказанному приказу:

      пункт 2 изложить в новой редакции:

      "2. Производственные процессы от сжигания топлива на печах (высокотемпературная переработка сырья в печах, с целью протекания химических реакций и извлечение полезных компонентов), рассчитываются в соответствии с международными методиками по расчету выбросов парниковых газов.";

      пункт 16 изложить в новой редакции:

      "16. Выбросы СО2 на основе данных о расходе карбонатного сырья, известняка и доломита, рассчитываются по следующей формуле:

      Показатель: выбросы СО2 от использования карбонатов в производстве минеральных материалов:

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

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

      3) описание метода формирования (расчета) показателей:

      EСО2= ∑ni=1 (Мi× ЕFi× Fi) (3),

      где:

      EСО2 - выбросы СО2 от использования карбонатов в производстве минеральных материалов, тонны

      Мi– масса потребленного карбоната "i", тонны;

      ЕFi– коэффициент выбросов для карбоната "i", тонны СО2/на тонну карбоната согласно таблице 2 приложения к Методике;

      При отсутствии необходимых данных, коэффициент рассчитывается как стехиометрическое отношение молекулярной массы СО2 к молекулярной массе карбоната.

      Fi - степень кальцинирования, достигнутая для карбоната "i", дробь.

      При отсутствии значения степени кальцинирования конкретного карбоната не известна, степень кальцинирования принимать равным 1,00;

      "i" - используемый карбонат.

      Масса использованного карбоната "i", принимается оператором установки по фактическим данным за вычетом содержания влаги и примесей (при наличии соответствующих данных), полученным по результатам в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области технического регулирования и метрологии, в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса.

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

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

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

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

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

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

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

      Министр экологии
и природных ресурсов
Республики Казахстан
Е. Нысанбаев

      "СОГЛАСОВАН"
Министерство промышленности
и строительства
Республики Казахстан

      "СОГЛАСОВАН"
Министерство энергетики
Республики Казахстан

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

"Парниктік газдар шығарындылары мен сіңірулерін есептеу жөніндегі әдістемелерді бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Экология және табиғи ресурстар министрінің 2023 жылғы 17 қаңтардағы № 9 бұйрығына өзгерістер мен толықтырулар енгізу туралы

Қазақстан Республикасы Экология және табиғи ресурстар министрінің 2024 жылғы 1 наурыздағы № 55 бұйрығы. Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде 2024 жылғы 4 наурызда № 34109 болып тіркелді

      БҰЙЫРАМЫН:

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

      жоғарыда көрсетілген бұйрыққа 1-қосымшада:

      7-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

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

      мынадай мазмұндағы 18-1-тармақпен толықтырылсын:

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

      1-кестесі жаңа редакцияда жазылсын:

      "

      1-кесте

Жанғыш газдар үшін әдеттегідей коэффициенттер

Газ атауы

Өндірістік процесс/газ көзі

Газдың тығыздығы (стандартты жағдайларда)

Газдағы көміртектің массалық/көлемдік үлесі

Газды жағу үшін СО 2 эмиссиялық коэффициенті

Төменгі көлемдік жану жылуы t–20 о С р–101325 Ra



килограмм/текше метр

көміртегінің массасы/газдың массасы

көміртегінің массасы/1000 текше метр газ

2 массасы / газдың массасы

2 /1000 текше метр газдың массасы

2 /терраджоуль массасы

терраджоуль/1000 текше метр

кокс

Кокс өндірісі

0,45

0,5047

0,2271

1,8495

0,8323

48,0999

0,017303

Жартылай кокс

Шұбаркөл көмірінен жартылай кокс өндіру (арнайы кокс)

0,91

0,17

0,15

0,60

0,54

70,85

0,0076

Жарылыс газы

Шойын балқыту

1,30

0,2004

0,2605

0,7343

0,9545

217,6221

0,0044

Жарылыс газы

Құю цехының шойындарын балқыту

1,30

0,1838

0,2389

0,6734

0,8754

189,377

0,0046

Кәдімгі газ

Болат балқыту

1,40

0,3657

0,5120

1,3400

1,8760

194,7959

0,0096

Ферроқорытпа газы

Феррохром өндірісі

1,26

0,3589

0,4522

1,3151

1,6570

176,8031

0,0094

Ферроқорытпа газы

Силикомарганец өндірісі

1,26

0,3811

0,4802

1,3965

1,7596

179,6387

0,0098

Ферроқорытпа газы

Ферросилиций өндірісі

1,26

0,3621

0,4562

1,3267

1,6716

172,0869

0,000714

Ферроқорытпа газы

Ферромарганец өндірісі

1,26

0,3927

0,4949

1,4391

1.8133

174,3199

0,011

      "

      2-кестесі жаңа редакцияда жазылсын:

      "

      2-кесте

Көлемдік көрсеткіштердің кестелік мәндері

газ алмасу

Газ/процесс көзі

Газдың тығыздығы (стандартты жағдайларда)

Газдағы көміртектің массалық/көлемдік үлесі

Газды жағуға арналған CO2 эмиссиялық коэффициенті

Төменгі көлемдік жану жылуы t–20 о С р–101325 Ra

килограмм/текше метр

тонна көміртегі және/тонна газ

тонна көміртегі/1000 текше метр газ

тонна СО2 / тонна газ

тонна CO2 /1000 текше метр

тонна CO2 /терра-джоуль

терраджоуль/1000 текше метр

Р кесте

Mtabl (массалық үлес)

Mtabl (көлемдік үлес)

EFtable (массалық)

EFtable (көлемдік)

EFJtable

NCV кестесі (көлемдік)

Мұнай өңдеу зауытының газы

Бастапқы мұнай айдау қондырғылары (отын газын өңдеусіз тікелей пайдалану)

1,93

0,8184

1,5795

2,9987

5,7875

64,8686

0,089

Мұнай өңдеу зауытының газы

Газды фракциялаудан және/немесе аминді тазартудан кейін құрғақ газ

1,58

0,7998

1,2637

2,9307

4,6306

63,6540

0,073

Мұнай өңдеу зауытының газы

Мазутты қысымдағы термиялық крекинг (вискрекинг)

1,89

0,8171

1,5443

2,9940

5,6586

64,7429

0,087

Мұнай өңдеу зауытының газы

Кешіктірілген кокстеу

1,53

0,8068

1,2344

2,9562

4,5230

63,5517

0,071

Мұнай өңдеу зауытының газы

Каталитикалық крекинг (бензин, қалыпты режим)

1,99

0,8095

1,6110

2,9663

5,9029

65,364

0,09

Мұнай өңдеу зауытының газы

Каталитикалық риформинг (қалыпты режим)

1,87

0,8066

1,5084

2,9556

5,5270

64,9432

0,085

Мұнай өңдеу зауытының газы

Гидротазалау

1,44

0,8059

1,1605

2,9529

4,2522

62,9705

0,068

Газсыз ("қышқыл") газ

Күкіртсіздендіру қондырғыларынан алауда жағуға арналған пайдаланылған газдар

1,45

0,0197

0,0285

0,0721

0,1045

5,0964

0,021

Ілеспе мұнай газы

Жылыту қондырғыларында және жоғары қысымды алауларда жану

1,13

0,7424

0,8389

2,7204

3,0740

61,3524

0,05

Ілеспе мұнай газы

Төмен қысымды жағу

1,36

0,7620

1,0363

2,7922

3,7974

62,5716

0,061

      ".

      жоғарыда көрсетілген бұйрыққа 2-қосымшада:

      10-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

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

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

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

      3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:



      мұндағы:

      OFотын- отынның тотығу коэффициенті, үлесі;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      21-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

      "21. Көрсеткіш: Шығарындылар

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

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

      3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:



      мұндағы:


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

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

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

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

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

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

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

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


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

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

      22-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

      "22. Көрсеткіш: N2O шығарындылары:

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

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

      3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:



      мұндағы:


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

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

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

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


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

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

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

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


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

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

      1-кесте жаңа редакцияда жазылсын:

      "

      1-кесте

Отын түрінің атауы

Төменгі калориялық мәні (төменгі жану жылуы) әдепкі бойынша (ТДж/тонна)

Әдепкі бойынша CO2 шығарындыларының тиімді коэффициенті, (тонна/ТДж)

Шикі мұнай

0,0423

73,3

Оримульсия

0,0275

77

Сұйытылған табиғи газ

0,0442

64,2

Бензин

Автомобиль бензині

0,0443

69,3

Авиациялық бензин

0,0443

70

Реактивті қозғалтқыштарға арналған Бензин

0,0443

70

Реактивті қозғалтқыштарға арналған Керосин

0,0441

71,5

Керосиннің басқа түрлері

0,0438

71,9

Тақтатас майы

0,0381

73,3

Газойль / дизель отыны

0,043

74,1

От жағатын мазут

0,0404

77,4

Сұйытылған мұнай газы

0,0473

63,1

Этан

0,0464

61,6

Нафта

0,0445

73,3

Битум

0,0402

80,7

Майлау материалдары

0,0402

73,3

Мұнай коксы

0,0325

97,5

Мұнай өңдеу шикізаты

0,043

73,3

Өзге де мұнай өнімдері

Мұнай газы

0,0495

57,6

Қатты парафиндер

0,0402

57,6

Уайт-спирит және СОТК

0,0402

73,3

Басқа мұнай өнімдері

0,0402

73,3

Антрацит

0,0267

98,3

Кокстелетін көмір

0,0282

94,6

Битуминозды көмірдің басқа түрлері

0,0258

94,6

Жартылай битуминозды көмір

0,0189

96,1

Лигнит

0,0119

101

Жанғыш тақтатас және битуминозды құмдар

0,0089

107

Брикеттелген қоңыр көмір

0,0207

97,5

Патенттелген отын

0,0207

97,5

Кокс

Пеш және лигнитті кокс

0,0282

107

Газ коксы

0,0282

107

Көмір тар

0,028

81

Табиғи газдар

Зауыт газы

0,0387

44,4

Кокс газы

0,0387

44,4

Домна газы

0,00247

260

Оттегі болат балқыту пештерінің газы

0,00706

182

Табиғи газ

0,048

56,1

Тұрмыстық қалдықтар (биологиялық емес фракциялар)

0,01

91,7

Өнеркәсіптік қалдықтар

қолданылмайды

143

Мұнай қалдықтары

0,0402

73,3

Шымтезек

0,00976

106

Қатты биоотын

Ағаш/ағаш қалдықтары

0,0156

112

Щелок (қара щелок)

0,0118

95,3

Бастапқы қатты биомассалардың өзге де түрлері

0,0116

100

Ағаш көмір

0,0295

112

Сұйық биоотын

Биобензин

0,027

70,8

Биодизотын

0,027

70,8

Сұйық биоотынның басқа түрлері

0,0274

79,6

Биогаз

Органикалық қалдықтардан Газ

0,0504

54,6

Кәріз газы

0,0504

54,6

Басқа биогаздар

0,0504

54,6

Қазылмайтын басқа түрлері

Тұрмыстық қалдықтар (биомасса фракциясы)

0,0116

100

      ";

      2-кесте жаңа редакцияда жазылсын:

      "

      2-кесте

      Утилитарлық көздерден шығарындылар коэффициенттері

Негізгі технология

Конфигурациясы

шығарындылар коэффициенттері1 (тонна/ТДж жеткізілетін энергия)

СН4

N2O

Сұйық отын түрлері

Жағатын мазуттағы/тақтатас майындағы қазандар

Қалыпты жану

r 0,0008

0,0003

Тангенциалды жағу

r 0,0008

0,0003

Газойль/ дизель отынындағы қазандар

Қалыпты жану

0,0009

0,0004

Тангенциалды жағу

0,0009

0,0004

Үлкен дизельді қозғалтқыштар >600л.с. ((447 кВт)


0,004

NA

Қатты отын түрлері

Шашыратылған битумды жағатын қазандар

Құрғақ түбі, қабырғаға жағу

0,0007

r 0,0005

Құрғақ түбі, тангенциалды жағу

0,0007

r 0,0014

Дымқыл түбі

0,0009

r 0,0014

Битумды механикалық тиеу және тарату қазандары

Қайта жүктеумен және онсыз

0,001

r 0,0007

Битуммен құйылған қабаты бар пеш

Айналым қабаты

0,001

r 0,061

Қайнаған қабат

0,001

r 0,061

Битум циклондық пеш


0,0002

0,0016

Атмосфералық қысым кезінде сұйытылған қабаты бар лигнитті пеш


NA

r 0,071

Табиғи газ

Қазандықтар


r 0,001

n 0,001

Газ турбиналары > 3 МВт


r 0,004

n 0,001

Үлкен екі отынды қозғалтқыштар


r 0,285

NA

Біріктіру қондырғысы. цикл


r 0,001

n 0,003

Шымтезек

Сұйық қабаты бар пештер

Айналым қабаты

n 0,003

0,007

Қайнаған қабат

n 0,003

0,003

Биомасса

Ағаш/ағаш қалдықтарындағы қазандар


n 0,011

n 0,007

Ағаштағы кәдеге жарату қазандары


n 0,001

n 0,001

Ескерту:
NA - деректер жоқ

n - 1996 ж. КӨҮСТ-тің басшылық нұсқауларында ұсынылмаған шығарындылардың жаңа коэффициентін көрсетеді.

r - 1996 ж. КӨҮСТ-тің басшылық нұсқаулары шыққаннан кейін қайта қаралған шығарындылар коэффициентін көрсетеді.

      3-кесте жаңа редакцияда жазылсын:

      "

      3-кесте.

      Өнеркәсіптік көздерден шығарылатын шығарындылар коэффициенттері

Негізгі технология

Конфигурация

Шығарындылар коэффициенттері1 (тонна/ТДж жеткізілетін энергия)

СН4

N2O

Сұйық отын түрлері

Жағатын мазуттағы қазандар


0,003

0,0003

Газойль/ дизель отынындағы қазандар


0,0002

0,0004

Үлкен стационарлық дизельді қозғалтқыштар >600л.с. ((447 кВт)


r 0,004

NA

Сұйытылған мұнай газындағы қазандар


n 0,0009

n 0,004

Қатты отын түрлері

Басқа битум/жоғарыдан механикалық жүктемесі бар жартылай битум қазандықтары


0,001

r 0,0007

Басқа битум/төменнен механикалық жүктемесі бар жартылай битум қазандықтары


0,014

r 0,0007

Бүркілген отындағы басқа битумдық/жартылай битумдық атомдалған отын қазандықтары

Құрғақ түбі, қабырғаға жағу

0,0007

r 0,0005

Құрғақ түбі, тангенциалды жағу

0,0007

r 0,0014

Дымқыл түбі

0,0009

r 0,0014

Басқа битуминозды/жартылай сұйық қабаты бар пештер


0,001

r 0,0007

Басқа битум/жартылай битумды сұйық қабатты пештер

Айналым қабаты

0,001

r 0,061

Қайнаған қабат

0,001

r 0,061

Табиғи газ

Қазандықтар


r 0,001

n 0,001

Газ турбиналары 2 > 3 МВт


0,004

0,001

Табиғи газ поршеньді қозғалтқыштар 2

2-соққы, таусылған қоспасы

r 0,693

NA

4-соққы, таусылған қоспасы

r 0,597

NA

4-соққы, байытылған қоспасы

r 0,110

NA

Биомасса

Ағаш/ағаш қалдықтарындағы қазандар3


n 0,011

n 0,007

Ескерту:
1 Коэффициент тек жоғары жүктемелерде жұмыс істейтін қондырғылар бойынша алынды (80%).

2 Газ поршеньді қозғалтқыштардың көпшілігі газ өнеркәсібінде, құбырлар мен қоймалардың компрессорлық қондырғыларында және газ өңдеу зауыттарында қолданылады.

NA - деректер жоқ

n - 1996ж. КӨҮСТ-тің нұсқаулықта көрсетілмеген шығарындылардың жаңа коэффициентін көрсетеді

r - 1996ж. басшылық нұсқаулар шыққаннан кейін қайта қаралған шығарындылар коэффициентін көрсетеді

      ".

      жоғарыда көрсетілген бұйрыққа 3-қосымшада:

      4-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

      "4. Көрсеткіш: қондырғының жалпы парниктік газдар шығарындылары

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

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

      3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:



      мұнда:

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

      ETOTAL – парниктік газдардың жалпы шығарындылары, СО2 эквивалентінің тоннасы;

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

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

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


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

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

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

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

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

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

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

      мынадай мазмұндағы 21-1-тармақпен толықтырылсын:

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

      мынадай мазмұндағы 23-1-тармақпен толықтырылсын:

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

      мынадай мазмұндағы 25-1-тармақпен толықтырылсын:

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

      мынадай мазмұндағы 28-1-тармақпен толықтырылсын:

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

      1-кестесі жаңа редакцияда жазылсын:

      "

      1-кесте

Жанармай түрінің атауы

Әдепкі таза жылу мәні (Төменгі қыздыру мәні) (ТДж/тонна)

Тиімді CO 2 эмиссия коэффициенті Әдепкі, (тонна/ТДж)

Шикізат майы

0,0423

73,3

Оримульсия

0,0275

77

Сұйытылған табиғи газ

0,0442

64,2

Бензин

Автомобильдік бензин

0,0443

69,3

Авиациялық бензин

0,0443

70

Реактивті қозғалтқыштарға арналған бензин

0,0443

70

Реактивті қозғалтқыштарға арналған керосин

0,0441

71,5

Керосиннің басқа түрлері

0,0438

71,9

Сланец мұнайы

0,0381

73,3

Газ майы/дизельдік отын

0,043

74,1

Жылыту майы

0,0404

77,4

Сұйытылған мұнай газы

0,0473

63,1

Этан

0,0464

61,6

Нафта

0,0445

73,3

Битум

0,0402

80,7

Майлау материалдары

0,0402

73,3

Мұнай коксы

0,0325

97,5

Мұнай өңдеу шикізаты

0,043

73,3

Басқалар

Мұнай газы

0,0495

57,6

мұнай өнімдері

Қатты парафиндер

0,0402

57,6


Уайт-спирит және СОТК

0,0402

73,3


Басқа да мұнай өнімдері

0,0402

73,3

Антрацит

0,0267

98,3

Кокстелетін көмір

0,0282

94,6

Битумды көмірдің басқа түрлері

0,0258

94,6

Суббитумды көмір

0,0189

96,1

Қоңыр көмір

0,0119

101

Мұнайлы тақтатас және шайырлы құмдар

0,0089

107

Брикеттелген қоңыр көмір

0,0207

97,5

Меншікті отын

0,0207

97,5

кокс

Пеш және қоңыр көмір кокс

0,0282

107

Газ кокс

0,0282

107

Көмір шайыры

0,028

80,7

Туынды газдар

Зауыттық газ

0,0387

44,4

Кокс газы

0,0387

44,4

Жарылыс газы

0,00247

260

Оттегі болат пештерінің газы

0,00706

182

Табиғи газ

0,048

56,1

Тұрмыстық қалдықтар (биологиялық емес фракциялар)

0,01

91,7

Өндірістік қалдықтар

жатпайды

143

Мұнай қалдықтары

0,0402

73,3

Шымтезек

0,00976

106

Қатты биоотындар

Ағаш/ағаш қалдықтары

0,0156

112

Лай (қара ликер)

0,0118

95,3

Қатты бастапқы биомассаның басқа түрлері

0,0116

100

Көмір

0,0295

112

Сұйықтық

Биобензин

0,027

70,8

биоотын

Био-дизель

0,027

70,8


Сұйық биоотынның басқа түрлері

0,0274

79,6

Биогаз

Полигон газы

0,0504

54,6

Ағынды газ

0,0504

54,6

Басқа биогаздар

0,0504

54,6

Басқа қазба емес түрлер

Тұрмыстық қалдықтар (биомасса фракциясы)

0,0116

100

      "

      жоғарыда көрсетілген бұйрыққа 4-қосымшада:

      1-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

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

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

      9-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

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

      Көрсеткіш: темір өндірісінен СО2 шығарындылары

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

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

      3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

      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),

      мұнда:

      E CO2, BF – темір өндірісінен CO2 шығарындылары , тонна CO2 ;

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

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

      S - қосынды (математикалық белгі);

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

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

      FLBF – домна пешіне тиелген флюс материалдарының мөлшер, тонна;

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

      ОТ – пешке тиелген басқа материалдардың мөлшері, тонна;

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

      IOUT – балқытылған шойын мөлшері, тонна;

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

      НМ – өндірілген металл емес өнімнің мөлшері, тонна;

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

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

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

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

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

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

      мынадай мазмұндағы 18-1-тармақпен толықтырылсын:

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

      жоғарыда көрсетілген бұйрыққа 5-қосымшада:

      1-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

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

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

      мынадай мазмұндағы 8-1-тармақпен толықтырылсын:

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

      9-тармағы алып тасталсын;

      мынадай мазмұндағы 10-1-тармақпен тармақпен толықтырылсын:

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

      38-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

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

      МСО2 = kCO2,әқ х Мәқ i х kип,i х ki сөндірілген әк, i (19),

      мұнда:

      MCO2 - әк өндірісінен шығарындылар, тонна CO2 эквиваленті;

      kCO2,әкi - "i" әк түріне арналған СО2 эмиссия коэффициенті, тонна СО2/әк тонна;

      Мәк i – әк түрiнiң "i" өндiрiсi, тонна;

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

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

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

      жоғарыда көрсетілген бұйрыққа 6-қосымшада:

      2-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

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

      10-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

      "10. Көрсеткіш: C2 F6 алюминий өндірісінің шығарындылары

      EC2F6 = ( ECF4 × FC2F6 / CF4 ) × GWPC2F6 (5),

      мұнда:

      EC2F6 – C2 F6 алюминий өндірісінен шығарындылар, кг C2 F6;

      FC2F6/CF4 - салмақ қатынасы C2 F6/CF4, кг (осы Әдістемеге Қосымшаның 4-кестесінің деректері);

      GWPC2F6 - жаһандық жылыну әлеуеті C2F6 Кодекстің 282-бабының 3-тармағына сәйкес.

      Өлшем бірлігі тонна болған жағдайда дөңгелектеу екі ондық белгіге дейін жүргізіледі.

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

      ПФУ шығарындылары коэффициенттерінің белгісіздігі (±15%) шегінде.";

      4-кесте жаңа редакцияда жазылсын:

      "

      4-кесте

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

Технология а

Бұрыштық коэффициент b , c CF үшін 4 кг/тонна, ( килограмм CF4 /тонна алюминий)/(анодтық әсер минуттары/ванна-күн)

Асқын кернеу коэффициенті b , c , d , [(кгCF4 /TAl )/ (мB )]

Салмақ қатынасы C2 F6 /CF4

CF4

Белгісіздік, (+/-) %

CF4

Белгісіздік, (+/-) %

C2 F6 / CF4

Белгісіздік, (+/-) %

GWPB

0,143

6

1,16

24

00,121

11

SWPB

0,272

15

3,65

43

00,252

23

VSS

0,092

17

Қолданылмайды

Қолданылмайды

00,053

15

HSS

0,099

44

00,085

48

Ескерту:
а Орталық престеу (GWPB), бүйірлік алдын ала өңдеу (SWPB), тік Sodeberg Stud әдісі (VSS).
b Дереккөз: IAI -ға хабарланған өлшемдер, АҚШ қаржыландыратын өлшемдер EPA, әртүрлі өсімдіктердің өлшемдері.
в Әрбір бұрыштық кернеу коэффициенті әртүрлі технологиялар бойынша шығарындылардың арақатынасын болжайды: GWPB 98%, SWPB 90%, VSS 85%, HSS 90%. Бұл пайыздар PFC фракциясының өлшемдері, фтор газының шығымдылығы өлшеу және сарапшылардың қорытындысы негізінде ұсынылды.
г Көрсетілген коэффициенттер оң асқын кернеуді тіркейтін бірнеше кәсіпорындарда және алгебралық асқын кернеуді тіркейтін басқа кәсіпорындарда жүргізілген өлшемдерді көрсетеді. Қазіргі уақытта оң және алгебралық асқын кернеу арасындағы тұрақты байланыс орнатылмаған. Оң асқын кернеу алгебралық асқын кернеуге қарағанда PFC шығарындыларымен жақсы корреляция беруі керек. Толқын факторлары VSS және HSS технологияларына қолданылмайды.

      ".

      жоғарыда көрсетілген бұйрыққа 8-қосымшада:

      3-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

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

      5-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

      "5. Ашық немесе жерасты көмір өндіруден CH4 шығарындылары

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

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

      3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

      EСН4 = М×ВСН4 × КСН4 (1),

      мұнда:

      ECH4 – есепті кезеңдегі ашық немесе жабық көмір өндіру кезіндегі метан шығарындылары, тонна;

      М – есепті кезеңдегі ашық немесе жабық көмір өндіруде өндірілген көмір көлемі, тонна;

      BСН4 -де - өндірілген көмірдің метан мөлшері, м3 СН4 /тонна;

      Өндірілетін көмірдегі метанның құрамы оның сертификатталған өндірістік зертханасының немесе Қазақстан Республикасының сәйкестікті бағалау саласындағы аккредиттеу туралы заңнамасында белгіленген тәртіппен аккредиттелген тәуелсіз зертхананың нәтижелері бойынша осы Кодекстің 186-бабының 8-тармағына сәйкес айқындалады.

      КСН4 - 0,67 кг/м3 тең массалық бірліктерге (тонна немесе килограмм) түрлендіру коэффициент;

      20°С температурада метанның тығыздығын ескере отырып жүзеге асырылады.

      Өндірілетін көмірдің метан құрамы туралы деректер болмаған жағдайда, қондырғылардың операторлары объектінің геологиялық паспортына сәйкес геологиялық қабаттардың деректерін немесе өндірілген көмірдің 1 тоннасына есептегенде шахталардағы метанның құрамы бойынша ішкі мониторинг жүйесі деректерінің орташа тәуліктік мәндерін пайдаланады.

      Көмірді жерасты және ашық әдіспен өндіру кезіндегі метан құрамын өлшеу деректері болмаған жағдайда көмір өндіру кезінде және көмірді өндіруден кейінгі барлық процестер үшін зауыт операторлары келесі орташа өлшенген эмиссиялық коэффициенттерді пайдаланады:

      жерасты көмірді өндіру үшін орташа өлшенген СН4 коэффициенті 28,56 м3/т немесе 20,478 кг/т кг/т (көмірді өндіру және өндіруден кейінгі);

      көмірді ашық әдіспен өндіру үшін орташа өлшенген СН4 коэффициенті 1,225 м3/т немесе 0,878 кг/т (көмірді өндіру және өндіруден кейінгі);

      КСН4 - көлемдік өлшем бірліктерін (м), массалық бірліктерге (тоннаға немесе килограммға) 0,717 кг / м3 тең түрлендіру коэффициенті.

      Түрлендіру қалыпты атмосфералық жағдайда және 0°С температурада метанның тығыздығын есепке алу арқылы жүзеге асырылады.

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

      6-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

      "6. Көмір өндіру кезіндегі және көмірді өндіруден кейінгі барлық процестер үшін зауыт операторы келесі орташа өлшенген СО2 эмиссиялық коэффициенттерін пайдалана:

      жерасты көмірі үшін - 3,927 м3/т немесе 7,679 кг/т (көмір өндіру және өндіруден кейін).

      көмірді ашық әдіспен өндіру үшін - 0,35 м3/т немесе 0,686 кг/т (көмір өндіру және өндіруден кейін).

      CO2 - көлемдік өлшем бірліктерін (м3), 1,96 кг/м3 тең массалық бірліктерге (тонна немесе килограмм) түрлендіру коэффициент;

      Түрлендіру қалыпты атмосфералық жағдайларда және 0°С температурада көмірқышқыл газының тығыздығын есепке алу арқылы жүзеге асырылады.";

      8-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

      "8. Уақытша сақтауда тұрған немесе тұтынушыларға жөнелту үшін тиелген өндірілген көмірден парниктік газ қалдықтарының шығуы ашық және жабық өндіру кезіндегі негізгі парниктік газдар шығарындыларын есепке алудағы маңызды қадам болып табылады.

      Көрсеткіш: Ашық немесе жерасты көмір өндіруден CH4 шығарындылары

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

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

      3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

      E CH4уг=M × C CH4 × K CH4 (3),

      мұнда:

      ECH4уг – есепті кезеңдегі ашық немесе жабық көмір өндіруден кейінгі метан шығарындылары, тонна;

      М – есепті кезеңде өндірілген көмір көлемі, тонна;

      CCH4 - көмірді ашық немесе жабық өндіруден кейінгі көмірдегі CH4 мөлшері, м3 CH4/тонна, егер 5-тармақта көрсетілген жерасты немесе ашық көмір өндіру үшін бір, орташа өлшенген CH4 коэффициенті қолданылмаса ғана қолданылады.

      KCH4 - 0,717 кг/м3 тең көлем бірліктерін (м3) массалық бірліктерге (тонна немесе килограмм) түрлендіру коэффициенті;

      Түрлендіру қалыпты атмосфералық жағдайларда және 0°С температурада метанның тығыздығын есепке алу арқылы жүзеге асырылады.

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

      9-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

      "9. Көрсеткіш: көмірді ашық немесе жерасты өндіруден СО2 шығарындылары

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

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

      3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

      ECO2y = M × CCO2 × KCO2, (4),

      мұнда:

      ECO2уг. - есепті кезеңдегі ашық немесе жабық көмір өндіруден кейінгі СО2 шығарындылары, тонна;

      М - есепті кезеңде өндірілген көмір көлемі, тонна;

      Өндірілетін көмірдегі CCO2 - СО2 мөлшері, м3 СО2 /тонна, осы Әдістеменің 6-тармағында көрсетілген көмірді жерасты немесе ашық әдіспен өндіру үшін бір, орташа өлшенген CO2 коэффициенті қолданылмаған жағдайда ғана қолданылады.

      KСO2 - көлем бірліктерін түрлендіруге арналған түрлендіру коэффициенті өлшемдер (м3), масса бірлігінде (тонна немесе килограмм), 1,96 кг/м3;

      Түрлендіру көмірқышқыл газының қалыпты атмосфералық жағдайдағы және 0°C температурадағы тығыздығын ескере отырып жүзеге асырылады.

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

      2 параграфтың тақырыбы мынадай редакцияда жазылсын:

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

      12-тармақ алып тасталсын;

      13-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

      "13. Көрсеткіш: Эндогенді өрттер үшін СО2 шығарындыларын есептеу

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

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

      3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

      Е = М*К1* К2*ТНЗ*К3* 44/12*10-3 (6),

      мұндағы:

      Е - эндогенді өрттер үшін СО2 жылдық шығарылымы, тонна/жыл;

      М - сақталатын ішкі жүктеменің мөлшері, тонна/жыл;

      К1 - ішкі жабынның жану коэффиценті, тау жыныстары үйіндісіндегі ішкі үйіндінің жалпы сақталған көлемінің 1%-дан кем емес.

      Егер мән 1%-дан асса, қондырғы операторы келесі формула бойынша ішкі жану коэффициентін есептейді:

      К1 = (S * Р* Н)/M (6.1),

      мұндағы:

      К1 -ішкі артық жүктеменің жану коэффициенті;

      S – бір жылдағы маркшейдер өлшемдері бойынша анықталған өрттер ауданы, м2;

      P – геологиялық барлау деректері бойынша төсеніш тығыздығы, т/м3;

      Н – аспаптық жолмен анықталған өрттің орташа тереңдігі;

      М – сақталатын ішкі үстеменің мөлшері, тонна/жыл.

      К2 – көмірдегі көміртектің тотығу коэффициенті, 0,98 тең.

      ТНЗ – ішкі жинақталған үстеменің төменгі жылу шығару қабілеті, ТДж/тонна.

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

      К3 - көміртегі шығарындыларының коэффициенті, кг/ТДж;

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

      44/12 – көміртекті көмірқышқыл газына айналдыру коэффициенті;

      10-3 - кг-ды тоннаға айналдыру.

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

      26-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

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

      жоғарыда көрсетілген бұйрыққа 9-қосымшада:

      2-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

      "2. Пештерде отынды жағудың өндірістік процестері (химиялық реакциялар жүргізу және пайдалы компоненттерді алу мақсатында пештерде шикізатты жоғары температурада өңдеу) жылу қазандықтарынан парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесіне сәйкес IPCC сәйкес есептелуі керек себебі. Электр станцияларында, жылу электр станцияларында және қазандықтарда пештерде отынды жағуға арналған есептеулер қарастырылмаған.";

      7-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

      "7. Көрсеткіш: аммиак өндірісінен СО2 шығарындылар;

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

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

      3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

      ECO2,y =∑nj =1 (RMCj,yxEFCO2j,yxOFj,y) - RCO2 (1),

      мұнда:

      ECO2,y - "y" кезеңіндегі аммиак өндірісінен СО2 шығарындылары, СО2 эквивалентінің тоннасы;

      RMCj,y - көміртегі бар шикізаттың (отынның) "у" кезеңінде аммиак өндіруге жұмсалған шығыны, мың м3, тонна эталондық отын немесе ТДж;

      Құрамында көміртегі бар шикізаттың (отынның) және аммиак өндірісінде технологиялық және энергетикалық мақсаттарға пайдаланылған отынның шығыны зауыт операторының есепті кезеңдегі нақты деректері бойынша алынады.

      EFCO2j,y – көміртекті шикізатты (отынды) пайдаланудан СО2 эмиссия коэффициенті "j", t СО2/т. Көрсеткіш жылу электр станцияларының қазандықтарынан парниктік газдар шығарындыларын есептеу әдістемесіне сәйкес формулалар бойынша Кодекстің 294-бабының 3-тармағына сәйкес әзірленген зауыттар мен қазандықтардан бөлінетін газтәрізді отынның құрамдас құрамы мен қатты және сұйық отындағы көміртегінің мөлшері туралы нақты деректер негізінде есептеледі.

      Есепті кезеңде газтәрізді отынның құрамдас химиялық құрамы және қатты және сұйық отындардағы көміртегі мөлшері туралы нақты деректер болмаған жағдайда отынның тиісті түрлері үшін шығарындылар коэффициенттерінің мәндері осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесіне сәйкес пайдаланылады.

      OFj,y - құрамында көміртегі бар шикізаттың (отынның) тотығу коэффиценті " j " "y" кезеңіндегі үлесі, газ тәрізді, сұйық және қатты көміртегі бар шикізаттың (отынның) барлық түрлері үшін әдепкі бойынша 1,0-ге тең қабылданады. (100% тотығуға сәйкес).

      RCO2 – аммиак өндіру кезінде түзілетін, одан әрі тауарлық өнімге шикізат ретінде пайдалану үшін алынған СО2 массасы, тонна;

      j – көміртекті шикізаттың түрі (отын);

      n – "у" кезеңінде пайдаланылатын көміртегі бар шикізат (отын) түрлерінің саны.

      Өлшем бірлігі тонна болса, дөңгелектеу үш үтірден кейін орындалады.

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

      жоғарыда көрсетілген бұйрыққа 10-қосымшада:

      2-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

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

      16-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

      "16. Карбонатты шикізатты, әктас пен доломитті тұтыну деректеріне негізделген СО2 шығарындылары келесі формула бойынша есептеледі:

      Көрсеткіш: минералды материалдар өндірісінде карбонаттарды пайдаланудан СО2 шығарындылары;

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

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

      3) көрсеткіштерді қалыптастыру (есептеу) әдісінің сипаттамасы:

      ECO2 = ∑ni =1 (Mi × EFi × Fi) (3),

      мұнда:

      EСО2 - минералды материалдар өндірісінде карбонаттарды пайдаланудан - СО2 шығарындылары, т.

      Mi – тұтынылған карбонаттың массасы "i", тонна;

      EFi – "i" карбонатының эмиссиялық коэффициенті, тонна CO2/карбонаттың тоннасына Әдістемеге қосымшаның 2-кестесіне сәйкес;

      Қажетті деректер болмаған жағдайда коэффициент CO2 молекулалық массасының карбонаттың молекулалық массасына стехиометриялық қатынасы ретінде есептеледі.

      Fi – карбонат "i" үшін қол жеткізілген кальцийлену дәрежесі, бөлшек.

      Белгілі бір карбонаттың күйдіру дәрежесінің мәні болмаған жағдайда күйдіру дәрежесі 1,00-ге тең қабылданады;

      "i" - қолданылатын карбонат.

      Пайдаланылған "i" карбонатының массасын Кодекстің 186-бабының 8 тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының техникалық реттеу және метрология саласындағы заңнамасында белгіленген тәртіпте аккредиттелген меншікті өндірістік немесе тәуелсіз зертхананың нәтижелері бойынша алынған ылғал мен қоспалардың құрамын шегергендегі (тиісті деректер болған жағдайда) нақты деректер бойынша қондырғы операторы қабылдайды.

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

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

      1) осы бұйрықтың Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелуін;

      2) осы бұйрықтың Қазақстан Республикасы Экология және табиғи ресурстар министрлігінің ресми интернет-ресурсында орналастырылуын;

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

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

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

      Қазақстан Республикасының
Экология және табиғи ресурстар министрі
Е. Нысанбаев

      "КЕЛІСІЛДІ"

      Қазақстан Республикасы

      Өнеркәсіп және құрылыс министірлігі

      "КЕЛІСІЛДІ"

      Қазақстан Республикасы

      Энергетика министрлігі

      "КЕЛІСІЛДІ"

      Қазақстан Республикасы

      Стратегиялық жоспарлау және реформалар агенттігі

      Ұлттық статистика бюросы