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
Твёрдые 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
Твёрдые 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)+Σ(CARBF × CCAR,BF)+ Σ (FLBF× CFL,BF)+ Σ (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.
Σ – 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.
Неопределённость 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 пересчёте 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 твёрдом 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 СО2от 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.».

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.

«СОГЛАСОВАН»
Министерство промышленности и строительства
Республики Казахстан
«СОГЛАСОВАН»
Министерство энергетики Республики Казахстан
«СОГЛАСОВАН»
Бюро национальной статистики
Агентства по стратегическому планированию
и реформам Республики Казахстан