Руководство по парниковым газам - Instruktiruet.ru - инструкции по эксплуатации и многое другое

Текст ГОСТ Р 70560-2022 Газы парниковые. Протокол по парниковым газам. Руководство по сфере охвата 2. Основные положения и понятия

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГАЗЫ ПАРНИКОВЫЕ

Протокол по парниковым газам. Руководство по сфере охвата 2. Основные положения и понятия

Издание официальное

Москва Российский институт стандартизации 2023

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным автономным учреждением «Научно-исследовательский институт «Центр экологической промышленной политики» (ФГАУ «НИИ «ЦЭПП»)
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 020 «Экологический менеджмент и экономика»
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 14 декабря 2022 г. № 1506-ст
4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

Содержание

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Основные положения и понятия

Библиография

Введение

Настоящий стандарт требует от организаций количественно оценивать выбросы от производства приобретаемой и потребляемой электроэнергии, пара, отопления или охлаждения (в совокупности именуемых «электроэнергией»). Эти выбросы называются сферой охвата 2.

Сфера охвата 2 представляет собой один из крупнейших источников выбросов парниковых газов (ПГ) в мировом масштабе: на производство электроэнергии и тепла в настоящее время приходится по меньшей мере треть общемировых выбросов ПГ. Потребители электроэнергии имеют значительные возможности для сокращения этих выбросов за счет снижения спроса на электроэнергию и играют все большую роль в переходе энергоснабжения на альтернативные низкоуглеродные источники.

Методы, используемые для расчета и отчетности о выбросах в сфере охвата 2, в значительной степени влияют на то, как компания оценивает свою деятельность и какие стимулируются действия по предотвращению изменения климата. Для расчета выбросов, попадающих в сферу охвата 2, в стандарте рекомендуется перемножать данные о деятельности (МВт-ч потребления электроэнергии) на коэффициенты выбросов по конкретным источникам и поставщикам, чтобы получить общий углеродный след использования электроэнергии. В нем также подчеркивается роль зеленых (экологически чистых) энергетических программ по сокращению косвенных энергетических выбросов. Лишь в том случае, если такие данные о поставляемой электроэнергии недоступны, компаниям рекомендуется использовать статистические данные, такие как региональные или национальные коэффициенты выбросов в энергосистеме.

Настоящий стандарт разработан с учетом основных положений корпоративного международного стандарта [1].

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГАЗЫ ПАРНИКОВЫЕ

Протокол по парниковым газам. Руководство по сфере охвата 2. Основные положения и понятия

Greenhouse gases. Greenhouse gas protocol. Scope 2 guidance. Basic provisions and concepts

Дата введения — 2024—01—01

1 Область применения

Настоящий стандарт описывает основные положения и понятия, относящиеся учету и отчетности по ПГ для сферы охвата 2 и дополняет ГОСТ Р 70558 и ГОСТ Р 70559.

Серия стандартов «Газы парниковые» нейтральна по отношению к программам по парниковым газам. Если применяется программа по парниковым газам, то требования этой программы дополняют требования указанной серии.

Настоящий стандарт:

— не требует разработки рынков (электроэнергии) там, где их нет;
— не предъявляет требования или не выражает предпочтения в отношении проектирования рынков (электроэнергии);
— не рассматривает аспекты учета непарниковых газов в энергетической политике или рыночных систем учета для потребителей, включая (а) социальные последствия и (б) финансовые затраты или эффективность по сравнению с другими политиками для достижения конкретных результатов по сокращению выбросов ПГ или других результатов;
— не определяет, что должна представлять собой «зеленая» энергия;
— не устанавливает «критерии приемлемости», которые бы определяли, каким типам объектов электроэнергетики следует выпускать сертификаты или договорные инструменты;
— не продвигает специфические технологии производства энергии (такие как возобновляемые источники энергии) или конкретные маркировки или программы в области электроэнергетики.

В настоящем стандарте также не перечислены все договорные инструменты, сертификаты происхождения энергии или системы отслеживания, используемые на сегодняшний день.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р ИСО 14064-1 Требования и руководство по количественному определению и отчетности о выбросах и поглощении парниковых газов на уровне организации

ГОСТ Р 70558 Газы парниковые. Протокол по парниковым газам. Корпоративный стандарт учета и отчетности. Основные положения

ГОСТ Р 70559 Газы парниковые. Протокол по парниковым газам. Корпоративный стандарт учета и отчетности. Определение и расчет выбросов парниковых газов

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный

Издание официальное стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р ИСО 14064-1, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 энергогенерирующая установка: Любая технология или устройство, которое производит энергию для потребителей, включая все виды: от электростанций на ископаемом топливе до солнечных батарей на крыше.
3.2 поставщик энергии (энергетическая компания): Организация, которая продает энергию потребителям и может предоставить информацию о коэффициенте выбросов парниковых газов от производства поставляемой электроэнергии.
3.3 энергогенерирующий объект: Организация, которая владеет или эксплуатирует объект по производству энергии.
3.4 экологически чистая энергия (зеленый тариф): Опция для потребителей, предлагаемая поставщиком энергии, отличающийся от «стандартного» предложения.

Примечание — Часто это возобновляемые источники энергии или другие низкоуглеродные источники энергии, поддерживаемые сертификатами происхождения энергии или другими документами.

3.5 договорные инструменты: Любой вид договора между двумя сторонами на куплю-продажу энергии вместе с ее характеристиками, касающимися производства энергии, или для не связанными с фактической поставкой характеристик (атрибутов) энергии.
3.6 сертификат происхождения энергии: Разновидность договорного инструмента, который представляет определенную информацию (или характеристики, атрибуты) о произведенной энергии, но не саму энергию.

Примечание — Эта разновидность включает в себя множество инструментов с различными названиями, включая сертификаты, ярлыки, кредиты или декларации производителя.

3.7 сфера охвата 2: Категория косвенных выбросов, которая включает выбросы парниковых газов от выработки приобретенной электроэнергии, пара, отопления или охлаждения, потребляемых отчитывающейся компанией.

Примечание — Сфера охвата 2 включает только косвенные выбросы от генерации; другие выбросы, связанные с производством и переработкой исходного топлива, передачей или распределением энергии в сети, не учитываются.

4 Основные положения и понятия

Настоящий стандарт предоставляет обновленные требования и передовой опыт по учету и отчетности выбросов ПГ в рамках сферы охвата 2. Компании могут использовать эти данные для установления целей, сокращения выбросов ПГ, отслеживания достигнутых результатов и информирования заинтересованных сторон.

4.1 Определение целей ведения бизнеса (бизнес-целей) учета и отчетности

Прежде чем учитывать выбросы ПГ сферы охвата 2, компаниям следует определить, какую бизнес-цель или цели они намерены достигать:

— выявление и понимание рисков и возможностей, связанных с выбросами от приобретаемой и потребляемой электроэнергии;
— выявление внутренних возможностей сокращения выбросов ПГ, установление целей по сокращению и мониторингу достигнутых результатов;
— привлечение поставщиков энергии и партнеров к управлению ПГ;
— повышение информированности заинтересованных сторон и улучшение репутации компании за счет прозрачной публичной отчетности.

4.1.1 Выявление и понимание рисков и возможностей, связанных с выбросами от покупаемой и потребляемой электроэнергии

Электроэнергия является жизненно важным ресурсом для большинства корпоративных видов деятельности, однако она все чаще создает риски, связанные с выбросами ПГ. Данные обязательства возникают в результате климатического регулирования, направленного на энергетический сектор, изменения энергетических технологий и стоимости топлива, компромиссов между целями низкоуглерод-ного развития и другими экологическими целями (например, политика запрета ядерной энергетики на национальном уровне), изменения предпочтений потребителей в пользу низкоуглеродной продукции, а также пристального внимания инвесторов и акционеров к тому, какой вид энергии выбирает компания и как она ее закупает. Отчетность по ПГ сферы охвата 2 также может создать репутационные риски, связанные с необоснованными или неопределенными заявлениями о выбросах ПГ.

Все риски условно можно разделить на несколько групп.

а) Регуляторные. Подверженность организации регуляторным рискам в секторе электроэнергетики зависит от политики регулирования.
б) Стоимость и надежность энергоснабжения. Поставщики электроэнергии могут переносить на своих клиентов колебания цен на ископаемое или другое топливо.
в) Продукция и технологии. Компании могут столкнуться со снижением потребительского спроса на продукцию, произведенную с использованием энергии от высокоуглеродных источников. В свою очередь, конкуренты компании, использующие низкоуглеродную энергию, могут получить конкурентное преимущество. Возможность сравнивать показатели компаний, использующих схожие методы определения выбросов сферы охвата 2, может обеспечить понимание потребителями различий в выборе компании при закупке энергии.

4.1.2 Выявление внутренних возможностей сокращения выбросов парниковых газов, установление целей по сокращению и мониторингу достигнутых результатов

Всесторонний учет и отчетность по сфере охвата 2 должны служить согласованной основой для установления целей по сокращению выбросов, а также для измерения и оценки их достижения с течением времени.

Компании должны использовать границы и определения сферы охвата 2 в качестве основы для установления целей по сокращению выбросов ПГ, а также целей по энергопотреблению и закупкам возобновляемой энергии (например, цель по закупке 100 % возобновляемой энергии). Общее количество выбросов по сфере охвата 2 может служить важным индикатором эффективности и показывать условия, при которых изменяются суммарные показатели выбросов. Например, региональные динамики выбросов могут изменяться со временем под влиянием факторов, не зависящих непосредственно от компании, таких как квоты поставщиков электроэнергии на возобновляемые источники энергии, политика и нормативные акты в области выбросов, совместное влияние повышения энергоэффективности или управления спросом, или свободный спрос на новые возобновляемые источники энергии.

Прозрачная отчетность также позволяет более целостно сравнивать результаты деятельности с течением времени и с другими компаниями.

4.1.3 Привлечение поставщиков энергии и партнеров к управлению парниковыми газами

Сокращение выбросов в энергетическом секторе требует участия всех субъектов цепочки производства и поставки энергии, включая генерирующие компании, поставщиков, розничных продавцов и потребителей. Учет объема выбросов в сфере охвата 2 может послужить для потребителей мотивацией к сотрудничеству с поставщиками, предлагающими низкоуглеродную продукцию, и к поиску возможностей использования собственных финансовых ресурсов компании для содействия развитию новых проектов. Производители, поставщики и потребители энергии учитывают выбросы ПГ на основе организационных и операционных границ. Учет и отчетность по сфере охвата 2 может позволить потребителям энергии определить влияние на выбросы ПГ различных схем производства и закупки энергии.

4.1.4 Повышение информированности заинтересованных сторон и улучшение репутации компании за счет прозрачной публичной отчетности

Рынки электроэнергии, а также рынки сертификатов происхождения энергии могут быть сложны для объяснения заинтересованным сторонам, не знакомым с системами отслеживания происхождения энергии, маркировки или заявлений.

4.2 Учет и отчетность по парниковым газам

Учет и отчетность по ПГ должны основываться на следующих принципах:

а) актуальность. Необходимо обеспечить, чтобы инвентаризация ПГ надлежащим образом отражала выбросы ПГ компании и обеспечивала потребности пользователей — как внутренних, так и внешних по отношению к компании — в принятии решений;
б) полнота. Учет и отчетность по всем источникам выбросов ПГ и видам деятельности в границах инвентаризации. Необходимо раскрыть и обосновать любое отдельное исключение;
в) согласованность. Используйте единообразные методологии, чтобы обеспечить возможность полноценного отслеживания выбросов во времени. Необходимо прозрачно документировать любые изменения в данных, границах инвентаризации, методиках или любых других соответствующих факторах во времени;
г) прозрачность. Необходимо рассматривать все соответствующие вопросы с позиции фактов и согласованных действий на основе четкого механизма контроля. Следует раскрывать все соответствующие допущения и делать надлежащие ссылки на используемые методики учета и расчетов и источники данных;
д) точность. Следует обеспечить, чтобы количественная оценка выбросов ПГ систематически не завышала и не занижала фактические выбросы, в той мере, в какой это можно оценить, и чтобы неопределенности были уменьшены, насколько это практически возможно. Необходимо достичь достаточной точности, чтобы пользователи могли принимать решения с разумной уверенностью в достоверности представленной информации.

Компании должны рассматривать эти требования в соответствии с общими принципами:

а) прозрачность. Компания может подготовить общий объем выбросов в рамках сферы охвата 2 рыночным методом и при этом не иметь доступа к коэффициенту выбросов остального регионального энергомикса. Если у компании есть договорные инструменты, такие как сертификаты происхождения энергии или коэффициенты выбросов от конкретных поставщиков, чтобы охватить все свое потребление, отсутствие данных по остальному энергомиксу может не влиять на точность представленного компанией общего значения выбросов сферы охвата 2. Но оно может повлиять на общую точность распределения выбросов на данном рынке. Поэтому компании обязаны прозрачно раскрывать информацию об отсутствии таких данных;
б) актуальность. Компаниям рекомендуется раскрывать ключевые особенности используемых ими договорных инструментов, чтобы обеспечить четкое понимание рыночных условий таких закупок и содержательной оценки стратегии закупок компании. Такое раскрытие информации должно поддерживать принцип прозрачности и наряду с этим оно должно быть также сосредоточено на тех закупках и особенностях, которые наиболее актуальны для компании и ее целей и могут способствовать принятию решений;
в) согласованность. Руководство направлено на обеспечение согласованности в отчетности по ПГ путем требования двойного представления отчетности, чтобы пользователи информации о ПГ могли отслеживать и сравнивать информацию о выбросах ПГ с течением времени в соответствии с одними и теми же методическими допущениями. Это позволяет лучше различать тенденции и изменения в показателях. Компания, которая впервые начинает представлять отчетность рыночным методом, может дополнительно предоставить прозрачную информацию об этом показателе, указав, какой процент их деятельности фактически подпадает под этот подход (на основе использования энергии) по сравнению с той долей, в которой используется региональный метод для получения примерного значения;
г) точность и полнота. Компании могут выявить договорные инструменты в рыночном методе — например, коэффициенты выбросов для конкретного поставщика или контракты на покупку энергии, — которые не соответствуют критериям качества по сфере охвата 2. Для поддержания точности компании не должны использовать эти данные для составления отчета об общем объеме выбросов рыночным методом, но должны использовать другие приемлемые данные, перечисленные в иерархии рыночного метода. Компании могут раскрывать эту информацию отдельно. Работа с поставщиками электроэнергии для уточнения и обеспечения соответствия их данных критериям качества сферы охвата 2 обеспечит точность и более полный результат рыночного метода с течением времени;
д) достоверность и объективность. Некоторые политики или заинтересованные стороны, использующие корпоративную информацию о ПГ, могут определить дополнительные цели для учета рыночным методом на своем национальном или региональном рынке электроэнергии. Эти цели могут ссылаться на концепции социальной справедливости или равноправия различных групп потребителей электроэнергии при разработке добровольной программы покупки низкоуглеродной энергии. Протокол по ПГ отмечает, что эти пять принципов должны помочь в разработке объективных и достоверных инвентаризаций. Фраза «объективный и достоверный» не предназначена для рассмотрения этих типов политики или целей, но рекомендует компаниям указывать ключевые характеристики производства энергии в своих договорных инструментах для прозрачного раскрытия того, как закупки отражают данный политический аспект.

4.3 Методы учета сферы охвата 2

Расчет выбросов сферы охвата 2 требует метода определения выбросов, связанного с потреблением электроэнергии. Преимущественно два метода использовались компаниями, программами и политиками для «распределения» выбросов ПГ от производства электроэнергии между конечными потребителями данной энергосистемы. Учет ПГ потребителей в сфере охвата 2 завершает этот процесс распределения с помощью коэффициентов выбросов, применяемых к каждой единице потребленной энергии. В настоящем стандарте такие методы называются «региональный метод» и «рыночный метод». Рыночный метод отражает выбросы от электроэнергии, которую компании целенаправленно выбрали (или отсутствие такого выбора), в то время как региональный метод отражает средний коэффициент выбросов в энергосистемах, в которых происходит энергопотребление.

4.3.1 Региональный метод

Данный метод может применяться повсеместно, поскольку физические основы производства и распределения энергии функционируют одинаково практически во всех энергосистемах, где спрос на электроэнергию вызывает потребность в ее производстве и распределении. Он подчеркивает связь между общим потребительским спросом на электроэнергию и выбросами, возникающими в результате ее локального производства. Это позволяет получить общую картину сочетания ресурсов, необходимых для поддержания стабильности энергосистемы. Региональный метод основан на статистической информации о выбросах и выработке электроэнергии, обобщенной и усредненной в определенных географических границах и за определенный период времени.

Следует различать средние по энергосистеме коэффициенты выбросов от коэффициентов выбросов конкретных поставщиков. Хотя энергоснабжающие предприятия могут быть единственным поставщиком энергии в регионе и определять собой коэффициент выбросов от конкретного поставщика, который очень близок к региональному среднему коэффициенту по энергосистеме, эта информация по отдельным предприятиям все равно должна быть отнесена к данным рыночного метода из-за широкого диапазона зон обслуживания и структуры энергоснабжающих предприятий. Например, территория обслуживания энергосистемы может быть меньшим регионом по сравнению с зоной действия энергосистемы, обслуживающей данное место потребления; и наоборот, многие энергокомпании находятся на конкурентных рынках, где несколько поставщиков могут конкурировать за предоставление услуг потребителям в одном и том же регионе. Поэтому данный метод рассматривает только более широкий состав генерации энергии в регионе, независимо от взаимоотношений с поставщиками.

4.3.2 Рыночный метод

Рыночный метод отражает выбросы ПГ, связанные с выбором потребителем поставщика электроэнергии или энергопродукта. Такой выбор — например, выбор розничного поставщика электроэнергии, конкретной энергокомпании, дифференцированного энергопродукта или приобретение сертификатов происхождения энергии — осуществляется в рамках договоров между покупателем и поставщиком.

При рыночном методе учета сферы охвата 2 потребитель энергии использует коэффициент выбросов ПГ, связанный с принадлежащими ему соответствующими договорными инструментами. В отличие от регионального метода данный способ распределения отражает договорную информацию и движение прав требований, которые могут отличаться от физических энергопотоков. Сертификат не обязательно отражает выбросы, вызванные потреблением электроэнергии данным покупателем. Одна компания, решившая сменить поставщика, не оказывает прямого или краткосрочного влияния на работу всей энергосистемы и ее выбросы. Со временем совокупный потребительский спрос на определенные виды энергии и их характеристики (например, углеродная нейтральность) может послужить рыночным сигналом для поддержки строительства большего количества генерирующих мощностей такого вида, точно так же, как покупка какого-либо товара служит рыночным сигналом для производства большего его количества.

Хотя лишь в нескольких странах мира созданы рынки сертификатов, обеспечивающие реализацию этого метода, крупные потребители электроэнергии на многих других рынках могут найти возможности для приобретения специальных энергопродуктов или заключения прямых договоров. Рыночный метод исторически связан с возможностями покупки «зеленой» электроэнергии. Однако он разработан таким образом, чтобы интегрироваться с существующими системами раскрытия данных о поставщиках и с видами договоров на невозобновляемую энергию. Поскольку ни один рынок не ввел комплексное отслеживание энергии по договорным инструментам, в этом методе используются некоторые из тех же данных о производстве энергии и выбросах, что и в региональном методе, для любой энергии, которая не отслеживается самим инструментом. Выбросы от всей неотслеженной и невостребованной энергии составляют коэффициент выбросов остаточного энергомикса. Потребители, которые не делают целенаправленных закупок или не имеют доступа к данным о поставщиках, должны использовать коэффициент выбросов остаточного энергомикса для расчета общего количества выбросов рыночным методом.

При использовании этого метода отдельные потребители энергии имеют возможность принимать решения относительно своего энергопродукта и поставщика, которые затем могут быть отражены в виде коэффициента выбросов от конкретного поставщика или энергопродукта в сфере охвата 2.

4.4 Подход к коэффициентам выбросов

Данные методы учета сферы охвата 2 имеют несколько общих свойств, в том числе:

а) в них используются коэффициенты выбросов только от генерации (например, выбросы, оцениваемые в месте производства энергии), предназначенные для оценки выбросов от той части электроэнергии, которая была поставлена и потреблена конечным потребителем. Коэффициенты выбросов не включают потери в системе передачи и распределения или выбросы в процессе жизненного цикла, связанные с технологией или топливом, используемыми для производства. Вместо этого, подобные категории выбросов, связанных с предшествующими этапами производства, должны быть количественно определены и отражены в категории 3 сферы охвата 3 (выбросы от деятельности, связанной с топливом и энергией, не включенные в сферы охвата 1 или 2). В случае коэффициентов выбросов от конкретного поставщика он должен отражать выбросы от всей поставляемой энергии, а не только от генерирующих мощностей, принадлежащих/эксплуатируемых энергокомпанией.
б) они представляют коэффициенты выбросов, которые распределяют валовые выбросы при генерации между конечными потребителями. Этот подход согласуется с подходами к инвентаризациям ПГ организаций в других категориях, в частности, с коэффициентами выбросов или маркировкой для конкретного продукта. Оба метода должны использоваться комплексно для обеспечения учета всех выбросов от производства энергии в определенном регионе.
в) данное руководство не предусматривает поддержку подхода «предотвращенных выбросов» для учета сферы охвата 2 в силу ряда важных различий между учетом на уровне организации и на уровне проекта. Однако компании могут сообщать о предотвращенных выбросах в энергосистемах от проектов по производству энергии отдельно от сфер охвата, используя методику учета выбросов на уровне проекта.

4.5 Значение результатов каждого метода для принятия решений

В Корпоративном стандарте отмечается, что сокращение косвенных выбросов (изменения выбросов в сфере охвата 2 или 3 с течением времени) не всегда точно отражает фактическое сокращение выбросов. Это связано с тем, что не всегда существует прямая причинно-следственная связь между отдельным видом деятельности отчитывающейся компании (покупка и потребление энергии) и итоговыми выбросами ПГ в энергосистеме. В любом случае, до тех пор, пока учет косвенных выбросов во времени отражает деятельность, которая в целом изменяет глобальные выбросы, любые подобные опасения по поводу точности не должны мешать компаниям отчитываться о своих косвенных выбросах.

Каждый из этих двух методов учета сферы охвата 2 обеспечивает разную «ценность для принятия решений», то есть разные показатели результативности и рисков, выявляя различные возможности для сокращения выбросов и снижения рисков. В конечном итоге, чтобы оставаться в пределах безопасных климатических уровней, необходимо со временем снизить выбросы в общемировых масштабах. Для достижения этого необходима ясность в отношении того, какие решения могут принимать отдельные потребители для снижения как своих собственных отчетных выбросов, так и для содействия снижению выбросов в энергосистеме. Работая в обратном направлении от этих решений к методам, используемым для расчета выбросов, можно выделить три типа решений, которые могут принимать компании, влияющие на общие выбросы в энергосистеме. Эти решения включают размещение объектов, уровень и период спроса, а также поддержку смещения предложения.

Хотя компании могут принимать решения в этих областях, исходя из соображений, не связанных с ПГ, все решения имеют определенные последствия для ПГ.

4.5.1 Решения о размещении объектов и производств

Решения компании о том, где разместить офисные здания, промышленные объекты, распределительные центры или центры обработки данных, имеют последствия для выбросов ПГ. Физическое расположение этих потребителей энергии влияет на то, какие существующие или будущие энергетические источники могут быть задействованы для удовлетворения спроса. Например, размещение новых объектов в сетях с высоким уровнем выбросов ПГ означает, что в ближайшей перспективе спрос на энергию будет удовлетворяться с более высоким уровнем выбросов ПГ, при условии, что энергия будет потребляться на местном уровне. Напротив, размещение предприятий в районах с низкоуглерод-ными источниками или дополнительными преимуществами, такими как естественное охлаждение или тепло окружающей среды, может снизить риски выбросов ПГ (как показано в региональном методе). Тепло/охлаждение от окружающей среды также будет отражаться в более низком потреблении тепла/ охлаждения и будет учитываться как в региональном, так и в рыночном методах. Компаниям, рассматривающим возможность создания парка электротранспорта, также необходимо убедиться в наличии инфраструктуры для зарядки и коэффициентов выбросов ПГ в энергосистемах, от которых будет запитываться такой транспорт.

Физическое местоположение также соответствует национальному или региональному набору нормативных правил, регулирующих, какие виды энергетических продуктов или поставщиков энергии может выбирать потребитель. Это местоположение подчеркивает различные пути и варианты корпоративного влияния на структуру энергоснабжения с течением времени (как показано в рыночном методе).

Таким образом, изменение местоположения предприятия приведет к изменениям в сфере охвата 2 на основании:

а) региональный метод. Использование другого среднего коэффициента выбросов энергосистемы и, возможно, изменение энергоснабжения в целом, если альтернативное место позволяет вырабатывать энергию на месте или находится вблизи объектов генерации, где возможно непосредственное подключение к ним;
б) рыночный метод. Изменения поставщика (зона обслуживания иной энергокомпании), изменения в видах договорных инструментов, действия других потребителей на рынке или остаточный энергомикс в данном месте.

4.5.2 Решения об уровне и периодах спроса

После того, как компания определила место для своей деятельности, она может сокращать выбросы за счет снижения спроса на энергию. Компания может снизить потребление энергии с помощью таких мер, как энергоэффективное строительство, проведение энергоэффективной модернизации, использование более эффективной электроники или освещения, а также принятие организационных решений. Все больше информации и систем «умной сети» позволяют получать более точные в пространственном и временном отношении данные для управления спросом на энергию на уровне потребителей, включая время работы конечного оборудования (например, запуск посудомоечных или стиральных машин в оптимальное время суток: в период низких затрат или в непиковое время). Энергокомпании могут также предоставлять такие данные энергоемким потребителям в рамках программ управления спросом и мероприятий по снижению пиковой нагрузки. Региональный метод предполагает, что локальный спрос влияет на местные схемы генерации и распределения, которые в конечном итоге влияют на общие выбросы ПГ в энергосистеме (с учетом физического перетока энергии). Хотя спрос удовлетворяется за счет дополнительных ресурсов, коэффициенты выбросов в среднем по энергосистеме обеспечивают более достоверные средние значения, рассчитанные в течение года.

Таким образом, изменение компанией величины и периодов спроса на электроэнергию приводит к изменениям в сфере охвата 2, главным образом, через данные о деятельности. В обоих методах снижение потребления электроэнергии может привести к снижению общего количества выбросов сферы охвата 2.

При применении регионального метода групповые изменения в потреблении способствуют изменению среднего коэффициента выбросов в энергосистеме стечением времени. Смещение потребления энергии на периоды, когда в сети есть генерация с низким уровнем выбросов (часто непиковые часы), может внести дополнительный вклад в снижение выбросов в системе. Расширенные исследования энергосистемы могут лучше показать влияние на выбросы таких отдельных решений по потреблению.

При применении рыночного метода снижение спроса на электроэнергию может минимизировать дополнительные расходы, связанные с приобретением договорных инструментов с надбавкой к стандартной стоимости электроэнергии. Однако в рыночном методе есть риск обеспечить меньший эффект от снижения спроса на электроэнергию, если цена этой премии (и, следовательно, цена достижения «нулевых выбросов») низкая. Однако в целом финансовая выгода от эффективности может быть достигнута независимо от коэффициентов выбросов, связанных с потреблением электроэнергии.

4.5.3 Решения, влияющие на структуру генерации в энергосистеме

Многие факторы влияют на структуру генерации в конкретной энергосистеме, включая исторические, нормативные, финансовые и физические характеристики территории, а также текущую рыночную динамику спроса и предложения на конкретные источники. Потребитель электроэнергии может предпринимать различные действия, чтобы попытаться прямо или косвенно повлиять на эти факторы, подавая более сильные или слабые сигналы рынку. Если потребители хотят поддержать низкоуглеродные технологии, они могут:

а) создавать проекты по использованию локальной низкоуглеродной энергии;
б) заключать контракты напрямую низкоуглеродной генерацией;
в) вести переговоры со своим поставщиком или энергокомпанией о поставке низкоуглеродной энергии на предприятие;
г) переходить на поставщика низкоуглеродной электроэнергии или электроэнергетический продукт, где это возможно;
д) приобретать зеленые сертификаты у производителей низкоуглеродной энергии.

Существенное изменение структуры генерации энергосистемы с течением времени обычно требует совместных решений потребителей или крупных корпоративных потребителей, обеспечивающих значительный процент загрузки энергокомпании. Однако все эти меры опираются и зависят от договорного инструмента (например, сертификата), который предоставляет конкретные права требований в отношении выбросов ПГ, связанные с покупками, функционируя как механизм регулирования спроса.

Таким образом, усилия по смещению генерации в энергосистеме посредством закупок повлекут за собой изменения в отчете по сфере охвата 2 на основе:

— регионального метода, при котором накопленный эффект от выбора потребителя или поставщика с течением времени, который изменяет средний коэффициент выбросов по энергосистеме. (На это могут влиять и другие факторы, такие как экономика и экологическое регулирование). Однако индивидуальный выбор организаций в отношении договоров на поставку электроэнергии, выбор поставщика или покупка сертификатов не отражаются напрямую в инвентаризации сферы охвата 2 по региональному методу;
— рыночного метода, при котором индивидуальный корпоративный выбор энергопродукта или поставщика электроэнергии или отсутствие специального выбора требует использования остаточного энергомикса. Многие рыночные системы отслеживания в настоящее время отражают только контрактные инструменты для возобновляемых источников энергии, но данный метод должен отражать любой тип контракта или коэффициент выбросов конкретного поставщика, который соответствует критериям качества сферы охвата 2.

4.6 Выявление источников и установление границ выбросов сферы охвата 2

Сфера охвата 2 — это категория косвенных выбросов, которая включает выбросы ПГ от выработки приобретенной электроэнергии, пара, отопления или охлаждения, потребляемых отчитывающейся компанией. Выбросы ПГ от выработки энергии происходят на отдельных источниках, принадлежащих и управляемых генерирующими компаниями, которые учитывают прямые выбросы от выработки в своей инвентаризации сферы охвата 1. Сфера охвата 2 включает только косвенные выбросы от генерации; другие выбросы, связанные с производством и переработкой исходного топлива, передачей или распределением энергии в сети, учитываются в категории 3 сферы охвата 3 (выбросы, связанные с топливом и энергией, не включенные в сферы охвата 1 или 2).

Сфера охвата 2 учитывает выбросы от производства энергии, которая приобретается или иным образом поступает в организационные границы компании. По меньшей мере четыре вида приобретаемой энергии отражаются в сфере охвата 2, включая следующие:

а) электроэнергия, которая используется почти всеми компаниями для работы машин, освещения, зарядки электромобилей и некоторых типов систем отопления и кондиционирования;
б) пар, образующийся при кипении воды, используется для механической работы, отопления или непосредственно в качестве рабочего тепла.

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) (также называемые установками когенерации или тригенерации) могут производить несколько видов энергии в результате одного процесса сжигания. Отчитывающиеся организации, приобретающие электроэнергию или тепло/пар у ТЭЦ, должны уточнить убедиться, что распределение выбросов между энергетическими продуктами соответствует передовой практике.

Тепловая энергия. Большинство коммерческих и промышленных зданий нуждаются в тепловой энергии для поддержания внутреннего микроклимата и нагрева воды. Многие промышленные процессы также требуют тепловой энергии для определенного оборудования. Это тепло может производиться либо из электроэнергии, либо с помощью неэлектрических процессов, таких как солнечное тепло или тепловые процессы сгорания (как в котлах или на теплоэлектростанциях) вне периметра операционного контроля компании.

Охлаждение (кондиционирование). Как и тепло, охлаждение может осуществляться за счет электроэнергии или за счет циркуляции охлажденного воздуха или воды.

Выработанная энергия потребляется локально либо передается другому предприятию по прямой линии или через электросеть. Эти способы, а также любые договорные и (или) сертификатные продажи электроэнергии, произведенной на собственном/эксплуатируемом оборудовании, определяют, каким образом выбросы от производства энергии учитываются и отражаются в отчетности различных организаций по сферам охвата 1 и 2. Выбросы в сфере охвата 2 учитываются, когда компания получает энергию от другого предприятия или когда компания продает сертификат происхождения энергии от собственной и потребленной генерации.

Во всех четырех описанных вариантах, компании должны сообщать о потреблении электроэнергии отдельно от выбросов в рамках отчетности об общем количестве энергии в кВт ч, МВт-ч, ТДж, британских тепловых единицах (БТЕ) или других подходящих единицах.

Библиография

[1] WRI 2004 Протокол по парниковым газам. Руководство по сфере охвата 2 (The GHG Protocol Corporate Accounting and Reporting Standard)

УДК 502.3:006.354

ОКС 13.020.70;

13.020.99

Ключевые слова: изменение климата, парниковые газы, сфера охвата 2, энергогенерация

Редактор В.Н. Шмельков Технический редактор В.Н. Прусакова Корректор И.А. Королева Компьютерная верстка Е.А. Кондрашовой

Сдано в набор 20.12.2022. Подписано в печать 13.01.2023. Формат 60х84¹/₈. Гарнитура Ариал. Усл. печ. л. 1,86. Уч.-изд. л. 1,68.

Подготовлено на основе электронной версии, предоставленной разработчиком стандарта

Создано в единичном исполнении в ФГБУ «Институт стандартизации» , 117418 Москва, Нахимовский пр-т, д. 31, к. 2.

Источник

В 2023 году в России впервые потребуется официально сдавать отчет по парниковым газам. Открытыми вопросами остаются: как это будет происходить, какие специальные требования будут предъявляться к отчетности? Чтобы внести ясность, эксперты журнала подготовили обзор законодательных требований и разработали методологию подготовки к сдаче отчетности. Подробности об этих и многих других вопросах читайте в нашей статье.

Анастасия Бекетова

Помощник руководителя Департамента экологического проектирования и консалтинга Ecostandard group

Обзоры, интервью, свежие новости и изменения в законодательстве — оперативно в нашем Telegram-канале. О самых важных событиях — в нашей группе ВКонтакте.

Нормативно-правовая база климатического регулирования в Российской Федерации

Россия присоединилась в 2019 году к Парижскому соглашению — международному договору в рамках Организации Объединенных Наций. Его цель состоит в замедлении глобального изменения климата. С этого момента в национальном природоохранном законодательстве происходят стремительные изменения, которые приравнивают выбросы парниковых газов в атмосферу к негативному воздействию на окружающую среду и климат в частности.

Впервые выбросы парниковых газов были классифицированы как вид НВОС в 2012 году в американском законодательстве: соответствующие положения были внесены в Clean Air Act (т.н. «Закон о чистом воздухе» — аналог национального Федерального закона от 04.05.1999 № 96-ФЗ «Об охране атмосферного воздуха»).

Российская Федерация обязуется сократить выбросы парниковых газов на уровне 70% от показателя 1990 года к 2030 году и выйти на углеродно-нейтральный путь развития (ситуация, когда выбросы парниковых газов равны их поглощению) к 2060 году, в соответствии с постановлением Правительства РФ от 21.09.2019 № 1228 «О принятии Парижского соглашения», а также указом Президента от 04.11.2020 № 666 «О сокращении выбросов парниковых газов».

Парниковые газы(ПГ, также greenhouse gases, GHG) — газообразные соединения, которые обладают высокой проницаемостью в видимом диапазоне (иными словами, активно пропускают лучи света, нагревающие Землю) и задерживают в атмосфере инфракрасное (тепловое) излучение от поверхности Земли. Название эффекта связано с тем, что механизм схож с принципом действия парника.

В Федеральном законе от 02.07.2021 № 296-ФЗ «Об ограничении выбросов парниковых газов» (далее — Федеральный закон от 02.07.2021 № 296-ФЗ) дается следующее определение: парниковыми считаются газы, которые «поглощают и переизлучают инфракрасное излучение».

Основными парниковыми газами, присутствующими в атмосфере, являются:

углекислый газ (CO2);
оксид азота или «веселящий газ» (N2O);
метан (CH4);
гексафторид серы (SF6);
галогенорганические соединения (например, хлорфторуглероды или CFC).

В стратегии социально-экономического развития России с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 года посвящен отдельный раздел политике по сокращению объема выбросов в каждам из двух сценариев экономического развития РФ — инерционном и целевом (интенсивном).

Основным законом, ограничивающим выбросы ПГ, является Федеральный закон от 02.07.2021 № 296-ФЗ. Принципы климатического регулирования РФ также закрепляются и в прочих документах:

Действующие нормативно-правовые акты Российской Федерации в области регулирования выбросов парниковых газов

НПА	Вступление в силу	Основное содержание
Постановление Правительства РФ от 21 сентября 2019 № 1228 «О принятии Парижского соглашения»	02.10.2019	С выходом данного постановления Россия присоединилась к Парижскому соглашению и приняла на себя обязательства по сокращению выбросов парниковых газов в национальном масштабе
Указ Президента РФ от 4 ноября 2020 № 666 «О сокращении выбросов парниковых газов»	04.11.2020	Российская Федерация обязуется сократить выбросы парниковых газов на уровне 70% от показателя 1990 года к 2030 году; В РФ должна быть разработана стратегия низкоуглеродного развития.
Распоряжение Правительства РФ от 29 октября 2021 года № 3052-р «Об утверждении стратегии социально-экономического развития Российской Федерации с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 года»	29.10.2021	Утверждена Стратегии социально-экономического развития России с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 года, в которой посвящен отдельный раздел политике по сокращению объема выбросов в обоих сценариях экономического развития РФ — инерционном и целевом (интенсивном)
Федеральный закон от 02.07.2021 № 296-ФЗ «Об ограничении выбросов парниковых газов»	30.12.2021	ФЗ-296 предусматривает: инвентаризацию выбросов ПГ в стране; предоставление регулируемыми организациями обязательной углеродной отчетности с 2023 года; право компаний реализовывать климатические проекты с выпуском углеродных единиц (УЕ); основы верификации и основы обращения углеродных единиц.
Постановление Правительства РФ от 09.03.2022 № 310 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации в части определения федеральных органов исполнительной власти, осуществляющих полномочия в области ограничения выбросов парниковых газов»	20.03.2022	Появление связанных с регулированием парниковых газов полномочий и обязательств у Следующих государственных органов: Министерство природных ресурсов и экологии Росгидромет Минтранс РФ Минэкономразвития РФ Минпромторг РФ Минсельхоз РФ Федеральное агентство лесного хозяйства Минстрой и ЖКХ РФ
Постановление Правительства РФ от 14.03.2022 № 355 «О критериях отнесения юридических лиц и индивидуальных предпринимателей к регулируемым организациям»	01.09.2022 (действует до 01.01.2025)	Утверждение критериев отнесения юридических лиц и индивидуальных предпринимателей к регулируемым организациям
Постановление Правительства РФ от 24.03.2022 № 455 «Об утверждении Правил верификации результатов реализации климатических проектов»	01.09.2022 (действует до 31.08.2028)	Утверждение Правил верификации результатов реализации климатических проектов
Постановление Правительства РФ от 30.04.2022 № 790 «Об утверждении Правил создания и ведения реестра углеродных единиц, а также проведения операций с углеродными единицами в реестре углеродных единиц»	01.09.2022 (действует до 31.08.2028)	Утверждение Правил создания и ведения реестра углеродных единиц, а также проведения операций с углеродными единицами в реестре углеродных единиц
Постановление Правительства РФ от 30.03.2022 № 518 «О порядке определения платы за оказание оператором услуг по проведению операций в реестре углеродных единиц»	08.04.2022	Утверждение порядка определения платы за оказание оператором услуг по проведению операций в реестре углеродных единиц
Распоряжение Правительства РФ от 22.10.2021 № 2979-р «Об утверждении перечня парниковых газов, в отношении которых осуществляется государственный учет выбросов парниковых газов и ведение кадастра парниковых газов»	30.12.2021	Утвержден перечень парниковых газов, в отношении которых ведется государственный учет выбросов и ведение кадастра

Оценка выбросов парниковых газов: переход с национального уровня на уровень организаций

Стоит отметить, что проведение инвентаризации ПГ, их оценка и расчет объема выбросов и поглощения ведется Российской Федерацией на национальном уровне с 2006 года (распоряжение Правительства РФ № 278-р от 01.03.2006 «О создании российской системы оценки антропогенных выбросов из источников и абсорбции поглотителями парниковых газов, не регулируемых Монреальским протоколом по веществам, разрушающим озоновый слой, принятым в Монреале 16.09.1987»). Основная цель распоряжения состоит в создании национального кадастра выбросов парниковых газов и объемов их поглощения.

Отчет о ПГ на уровне государства составляется Росгидрометом и Институтом глобального климата и экологии имени академика Ю.А. Израэля на основе данных государственной статистической отчетности. Он ежегодно предоставляется в соответствии с международными требованиями и процедурами руководящих принципов МГЭИК (Межправительственная группа экспертов по изменению климата) 2006 года в комитет Рамочной конвенции ООН об изменении климата как подтверждение обязательств государства по регулированию выбросов ПГ и для оценки проводимой внутри страны климатической политики.

Имеющихся на уровне государства статистических данных недостаточно, чтобы в полной мере оценить воздействие национальной экономики на климат, установить соответствующие целевые показатели по секторам экономики и сформировать перечень мер для их достижения. Для этого необходимы уточненные данные на уровне субъектов федерации и отдельных организаций.

Субъекты РФ предоставляют сведения об объеме выбросов ПГ на добровольной основе. Методические рекомендации по проведению добровольной инвентаризации объема выбросов парниковых газов в субъектах Российской Федерации утверждены распоряжением Минприроды России от 16.04.2015 № 15-р «Об утверждении методических рекомендаций по проведению добровольной инвентаризации объема выбросов парниковых газов в субъектах Российской Федерации».

Однако главную роль в предоставлении данных по парниковым газам играют отдельные компании — основные эмитенты, от деятельности которых зависит успех всей климатической доктрины России. Именно с целью актуализации сведений о кадастре парниковых газов РФ и создания единой информационной системы с 2023 года организации будут в обязательном порядке ежегодно отчитываться об объемах ПГ, поступивших в атмосферный воздух в результате деятельности предприятия.

Обязательная углеродная отчетность организаций: правила и сроки предоставления

Тема учета выбросов парниковых газов касается не всех объектов негативного воздействия на окружающую среду, а только подходящих под критерии отнесения юридических лиц и индивидуальных предпринимателей к регулируемым организациям (постановление Правительства РФ от 14.03.2022 № 355 «О критериях отнесения юридических лиц и индивидуальных предпринимателей к регулируемым организациям»).

К регулируемым организациям относятся ЮЛ и ИП, деятельность которых одновременно (пункт 1 критериев отнесения к регулируемым организациям и пункту 1 статьи 7 Федерального закона от 02.07.2021 № 296-ФЗ):

сопровождается выбросами парниковых газов, масса которых эквивалентна 150 и более тыс. тонн углекислого газа в год за период до 01.01.2024 или 50 тыс. тонн и более углекислого газа в год за период с 01.01.2024 ;
соответствует производственным процессам и (или) видам хозяйственной и иной деятельности по перечню и показателям согласно приложению к критериям, утвержденным постановлением Правительства РФ от 14.03.2022 № 355.

В перечень регулируемых отраслей вошли:

нефтегазодобыча,
угольная промышленность,/li>
черная и цветная металлургия,
производство минеральных материалов,
химическая и нефтехимическая промышленность,
обращение с отходами;
транспортная отрасль (включая морской, железнодорожный, авиа- и автомобильный транспорт).

Так, например, к регулируемым организациям могут относиться объекты, на которых имеются котельные и (или) эксплуатирующие автотранспорт (при условии попадания в указанные выше диапазоны выбросов).

В соответствии с частью 4 статьи 14 Федерального закона от 02.07.2021 № 296-ФЗ, юридические лица и индивидуальные предприниматели, не относящиеся к регулируемым организациям, вправе представлять отчеты о выбросах парниковых газов в добровольном порядке.

Как подготовиться к сдаче обязательного отчета по выбросах парниковых газов на уровне организации

ШАГ 1. Определение соответствия компании критериям регулируемых организаций.

Для этого необходимо выполнить следующие действия:

проверить перечень применимых производственных процессов и видов деятельности на соответствие критериям Постановления Правительства РФ от 14.03.2022 № 355;
провести аудит — определить источники выбросов ПГ в атмосферу, находящиеся на предприятии или под контролем компании;
рассчитать объем прямых выбросов парниковых газов в CO2-экв, и определить, является ли рассчитанный объем основанием для предоставления отчета
— с 2023 — 150 тыс. тонн;

— с 2025 — 50 тыс. тонн.

Методика количественного определения объемов выбросов парниковых газов утверждена приказом Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 30.06.2015 № 300 «Об утверждении методических указаний и руководства по количественному определению объема выбросов парниковых газов организациями, осуществляющими хозяйственную и иную деятельность в Российской Федерации», однако действует она до 01.03.2023.

С 01.03.2023 вступит в силу методика, утвержденная приказом Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 27.05.2022 № 371 «Об утверждении методик количественного определения объемов выбросов парниковых газов и поглощений парниковых газов».

Суть методики

Масса выбросов парниковых газов определяется следующим образом:

показатель производственного процесса и (или) вида хозяйственной и иной деятельности (например, суммарный расход топлива/общий объем выпуска продукции/объем сжигаемых отходов) за отчетный период — с 1 января по 31 декабря умножается на соответствующий удельный коэффициент (пересчет в тонны выбросов на единицу сожженного топлива/выпущенной продукции/захороненных отходов).

Важно заметить, что разные процессы ведут к образованию различных парниковых газов. Для определения суммарного количества ПГ используется коэффициент пересчета (также «конверсионный коэффициент», «глобальный потенциал потепления», GWP) величин выбросов парниковых газов в эквивалент диоксида углерода.

ШАГ 2. Оформление расчета

После того, как посчитан объем выбросов парниковых газов, организации необходимо сформировать отчет по форме за календарный год.

Форма отчетности утверждена постановлением Правительства РФ от 20.04.2022 № 707 «Об утверждении Правил представления и проверки отчетов о выбросах парниковых газов, формы отчета о выбросах парниковых газов, Правил создания и ведения реестра выбросов парниковых газов и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации».

Для оформления отчета, помимо расчетов, потребуются следующие данные:

Карточка основных сведений об организации;
Информация о хозяйственной и иной деятельности, сопровождаемой выбросами парниковых газов (перечень применимых производственных процессов и видов деятельности, коды объектов негативного воздействия и информация о мощности используемого оборудования (при наличии));
Данные об инвентаризации источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух;
Информация о применяемых инструментальных и расчетных методах определения объема выбросов парниковых газов, используемых коэффициентах пересчета показателей хозяйственной и иной деятельности, которые устанавливаются Минприроды России, и обоснование их выбора.

ШАГ 3. Предоставление отчета в уполномоченный орган

Согласно постановлению Правительства РФ от 20.04.2022 № 707, отчет о выбросах парниковых газов подается организацией в срок до 1 июля текущего года за предыдущий отчетный год.

В 2023 году планируется запуск Реестра выбросов парниковых газов под управлением Минэкономразвития, куда будет предоставляться углеродная отчетность организаций.

На текущий момент (ноябрь 2022) в тестовом режиме отчет о выбросах парниковых газов можно предоставить в ТУ Росприроднадзора в электронном виде через Личный кабинет природопользователя, подписав при этом отчетность усиленной электронной подписью.

Добровольная отчетность организаций. Расчет косвенных выбросов ПГ

Стоит отметить, что расчет парниковых газов по методическим указаниям приказа Минприроды РФ от 30.06.2015 № 300 содержит лишь информацию о прямых выбросах ПГ компании. Иными словами, сюда включены лишь выбросы ПГ от собственных источников организации.

Фактический объем выбросов организации оказывается на деле гораздо больше: кроме прямых выбросов у компании есть и косвенные, связанные со стадиями создания продукции и цепочками поставок.

Для обозначения диапазона процессов, которые вошли в оценку и расчет выбросов парниковых газов, используют понятие охват (scope).

Прямые выбросы ПГ (Scope 1) — выбросы ПГ от собственных источников организации (т.е. от источников, которые принадлежат или контролируются организацией)
Косвенные энергетические выбросы ПГ (Scope 2) — выбросы ПГ, связанные с потреблением организацией энергии из внешних источников;
Прочие косвенные выбросы ПГ (Scope 3) — все остальные выбросы ПГ, которые так или иначе связаны с осуществлением организацией хозяйственной и иной деятельности.

Методические указания по количественному определению объема косвенных энергетических выбросов ПГ содержатся в приказе Минприроды РФ от 29.06.2017 № 330.

Для крупных компаний, в особенности экспортирующих свою продукцию на внешние рынки, важно учесть и публично раскрыть свое воздействие на климат путем расчета косвенных выбросов. Расширенная добровольная углеродная отчетность является стратегически важным шагом при взаимодействии с заинтересованными сторонами:

инвесторами;
населением;
государственными органами.

Это часть экологической политики компании в рамках ее устойчивого развития и ESG-трансформации.

В соответствии с добровольными стандартами должны учитываться и включаться в отчет организации прямые и энергетические косвенные выбросы (Scope 1, Scope 2). Прочие косвенные выбросы (Scope 3) могут учитываться в той мере, в какой это необходимо и целесообразно. Важно помнить, что возможно лишь приближенное определение углеродного следа организации, при этом каждое последующее уточнение дается ценой все возрастающих затрат сил и времени.

Для достижения максимальной точности при проведении расчетов выбросов парниковых газов в рамках добровольной расширенной углеродной отчетности прибегают также к корректировке эмиссионных коэффициентов с учетом особенностей:

региона;
страны;
предприятия;
применяемой технологии;
данной конкретной энергетической или технологической установки;
ресурса (его происхождения, теплотехнических, химических и иных свойств), т.д.

В качестве стандарта углеродной отчетности широко применяется протокол по парниковым газам (GHG Protocol), разработчиками которого являются World Resources Institute (WRI) и World Business Council for Sustainable Development (WBCSD).

Также для добровольной углеродной отчетности ведется расчет по стандартам серии ИСО:

ГОСТ Р ИСО 14064-1-2007 Газы парниковые. Часть 1. Требования и руководство по количественному определению и отчетности о выбросах и удалении парниковых газов на уровне организации
ГОСТ Р 56267-2014/ISO/TR 14069:2013 Газы парниковые. Определение количества выбросов парниковых газов в организациях и отчетность. Руководство по применению стандарта ИСО 14064-1

Определение углеродного следа продукции

Оценка углеродного следа продукции — понятие, схожее с инвентаризацией выбросов парниковых газов в процессе деятельности организации. Углеродный след продукции определяется примерно так же, как и углеродный след организации, и часто основывается на оценке углеродного следа организации.

Расчет углеродного следа показывает, сколько тонн углекислого газа (экв.) выделилось в атмосферу при создании 1 единицы определенной продукции.

Определение углеродного следа продукции основано на принципах Оценки Жизненного Цикла (Life Cycle Assessment — LCA) по цепочке поставок, начиная от разработки и добычи исходного сырья и материалов, заканчивая утилизацией и (или) удалением (захоронением) отходов, образовавшихся по окончании использования продукции. Временные рамки «путешествия» исходных материалов, продукции и отходов по цепочке поставок могут составлять десятки лет и даже более.

Главная сложность и отличительная черта такого расчета состоит в учете выбросов ПГ вверх и вниз по цепочке поставок, разнести их по видам продукции предприятия.

Наиболее широко применяемой методикой расчета углеродного среда является стандарт серии ИСО ГОСТ Р 56276-2014/ISO/TS 14067:2013 Газы парниковые. Углеродный след продукции. Требования и руководящие указания по количественному определению и предоставлению информации.

Валидация и верификация углеродной отчетности

Для подтверждения приверженности организации решению проблем изменения климата, недостаточно только проведения расчетов прямых и косвенных выбросов, оценки углеродного следа продукции.

Добровольная углеродная отчетность должна быть подтверждена и заверена независимым лицом, третьей стороной.

Проверка достоверности данных осуществляется посредством процедур:

Валидация — систематический, независимый и документально оформленный процесс оценки утверждения по ПГ, относящийся к плану проекта по ПГ на соответствие согласованным критериям валидации, чтобы определить, соответствует ли план проекта этим согласованным критериям, и может ли его осуществление привести к предполагаемому снижению выбросов ПГ и устранению их активизации, как описано в проекте плана. Валидация считается процессом оценки обоснованности допущений, ограничений и методов, которые подтверждают заявление о результатах будущей деятельности на основе прогнозируемой информации (подтверждение правдоподобности).

Верификация — систематический, независимый и документально оформленный процесс оценки заявления по ПГ на соответствие согласованным критериям верификации. Верификация применяется к заявлениям, касающимся событий, которые уже произошли, или результатов, которые уже получены (подтверждение правдивости).

Оба вида деятельности различаются в зависимости от хронологии оцениваемых заявлений. Валидация применяется к заявлениям, касающимся предполагаемого будущего использования или прогнозируемого результата (подтверждение правдоподобия), в то время как верификация применяется к заявлениям, касающимся уже произошедших событий или результатов, которые уже были получены (подтверждение правдивости). Валидация/верификация обеспечивает уверенность и дает заинтересованным сторонам и потенциальным потребителям доверие к заявлению.

Требования к органам по валидации и верификации парниковых газов прописаны в новых критериях аккредитации, утвержденных приказом Минэкономразвития России от 26.10.2020 № 707 «Об утверждении критериев аккредитации и перечня документов, подтверждающих соответствие заявителя, аккредитованного лица критериям аккредитации». Такие организации должны в первую очередь соответствовать положениям ГОСТов раздела о парниковых газах.

Среди дополнительных требований — наличие:

профильного образования работников, навыков, опыта работы в области не менее трех лет;
допуска к проведению работ, составляющих государственную тайну;
прав пользования помещениями для осуществления деятельности в области аккредитации;
сайта с информацией об организации, включая номер записи в реестре аккредитованных лиц, адрес, телефон;
примерной стоимости работ по валидации и верификации, описание процесса работы, правила рассмотрения жалоб.

Стандарты, которые определяют правила и порядок верификации отчетов о выбросах парниковых газов:

ГОСТ Р ИСО 14064-3-2007 Газы парниковые. Часть 3. Требования и руководство по валидации и верификации утверждений, касающихся парниковых газов
ГОСТ Р ИСО 14065-2010 Газы парниковые. Требования к органам по валидации и верификации парниковых газов для их применения при аккредитации или других формах признания
ГОСТ Р ИСО 14066-2013 Парниковые газы. Требования к компетентности групп по валидации и верификации парниковых газов
Международный стандарт заданий, обеспечивающих уверенность 3410 «Задания, обеспечивающие уверенность, в отношении отчетности о выбросах парниковых газов» (установлен приказом Минфина России от 09.01.2019 года № 2н «О введении в действие международных стандартов аудита на территории Российской Федерации и о признании утратившими силу некоторых приказов Министерства финансов Российской Федерации»)

Источник

ГОСТ Р ИСО 14064-1-2021

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГАЗЫ ПАРНИКОВЫЕ

Часть 1

Требования и руководство по количественному определению и отчетности о выбросах и поглощении парниковых газов на уровне организации

Greenhouse gases. Part 1. Specification with guidance at the organization level for quantification and reporting of greenhouse gas emissions and removals

ОКС 13.020.40

Дата введения 2022-01-01

с правом досрочного применения

Предисловие

1 ПОДГОТОВЛЕН Обществом с ограниченной ответственностью «НИИ экономики связи и информатики «Интерэкомс» (ООО «НИИ «Интерэкомс») совместно с Федеральным государственным автономным учреждением «Научно-исследовательский институт «Центр экологической промышленной политики» (ФГАУ «НИИ «ЦЭПП») на основе собственного перевода на русский язык англоязычной версии стандарта, указанного в пункте 4

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 20 «Экологический менеджмент и экономика»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 сентября 2021 г. N 1029-ст

4 Настоящий стандарт идентичен международному стандарту ИСО 14064-1:2018* «Газы парниковые. Часть 1. Требования и руководство по количественному определению и отчетности о выбросах и поглощении парниковых газов на уровне организации» (ISO 14064-1:2018 «Greenhouse gases — Part 1: Specification with guidance at the organization level for quantification and reporting of greenhouse gas emissions and removals», IDT).

Международный стандарт разработан подкомитетом ПК 7 «Управление парниковыми газами и связанная с этим деятельность» Технического комитета ТК 207 «Экологический менеджмент» Международной организации по стандартизации (ИСО)

5 ВЗАМЕН ГОСТ Р ИСО 14064-1-2007

6 Некоторые положения международного стандарта, указанного в пункте 4, могут являться объектом патентных прав. Международная организация по стандартизации (ИСО) и Международная электротехническая комиссия (МЭК) не несут ответственности за идентификацию подобных патентных прав

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)

Введение

01. Предпосылки

Изменение климата, обусловленное антропогенной деятельностью, признано одним из самых серьезных вызовов, стоящих перед миром, и будет сказываться на бизнесе и населении в предстоящие десятилетия.

Изменение климата имеет последствия как для человека, так и для природных систем и может оказывать существенное влияние на доступность ресурсов, экономическую деятельность и благосостояние человечества. В ответ на это государственным и частным секторами разрабатываются и осуществляются международные, региональные, национальные и местные инициативы по снижению концентраций парниковых газов (ПГ) в атмосфере Земли, а также по содействию адаптации к изменению климата.

Существует необходимость в эффективном и последовательном реагировании на неотложную угрозу изменения климата на основе наилучших имеющихся научных знаний. ИСО выпускает документы, которые поддерживают преобразование научных знаний в инструменты, которые помогут решить проблему изменения климата.

Инициативы по предотвращению выбросов ПГ основываются на количественной оценке, мониторинге, предоставлении отчетности и верификации выбросов и/или поглощения ПГ.

Серия стандартов ИСО 14060 обеспечивает прозрачность и последовательность количественной оценки, мониторинга, отчетности и верификации или валидации выбросов и поглощения ПГ в целях поддержания устойчивого развития на основе низкоуглеродной экономики и в интересах организаций, инициаторов проектов и заинтересованных сторон во всем мире. В частности, использование стандартов серии ИСО 14060:

— повышает экологическую целостность количественной оценки ПГ;

— повышает достоверность, согласованность и прозрачность количественной оценки, мониторинга, отчетности, верификации и валидации ПГ;

— способствует разработке и реализации управленческих стратегий и планов по ПГ;

— упрощает разработку и осуществление мер по предотвращению изменения климата посредством сокращения выбросов или увеличения поглощения ПГ;

— облегчает возможность отслеживания результативности и прогресса в области сокращения выбросов ПГ и/или увеличения поглощения ПГ.

Применение серии стандартов ИСО 14060 включает:

— корпоративные решения, такие как определение возможностей сокращения выбросов и повышение рентабельности за счет сокращения энергопотребления;

— управление рисками и возможностями, такими как связанные с климатом риски, включая финансовые, нормативные, по цепочке поставок, продукта и клиента, судебные разбирательства, репутационные риски и возможности для бизнеса (например, новый рынок, новая бизнес-модель);

— добровольные инициативы, такие как участие в добровольных рейтингах ПГ или инициативах по предоставлению отчетности по устойчивому развитию;

— рынки ПГ, такие как покупка и продажа разрешений или кредитов на выбросы ПГ;

— программы регулирования/правительственные программы по ПГ, такие как кредиты на ранние действия, соглашения или национальные и местные инициативы по представлению отчетности.

В настоящем стандарте подробно излагаются принципы и требования в отношении создания, развития, управления инвентаризациями ПГ и представления отчетности на уровне организации. Настоящий стандарт устанавливает требования к определению границ выбросов и поглощения ПГ, к количественной оценке выбросов и поглощения ПГ организации и определения конкретных действий или деятельности компании, направленных на улучшение управления ПГ. Настоящий стандарт также включает требования и руководящие указания по менеджменту качества в отношении инвентаризации ПГ, отчетности, внутреннего аудита и обязанностей организации в деятельности по верификации.

ИСО 14064-2 подробно описывает принципы и требования для определения базовых линий, а также мониторинга, количественной оценки и отчетности о выбросах по проектам. Основное внимание уделяется проектам по ПГ или основанным на проектах видам деятельности, специально предназначенным для сокращения выбросов ПГ и/или увеличения поглощения ПГ. Стандарт служит основой для верификации и валидации проектов по ПГ.

ИСО 14064-3 детализирует требования по верификации заявлений по ПГ, связанных с инвентаризацией ПГ, проектами по ПГ и углеродным следом продукции. Он описывает процесс верификации или валидации, включая планирование верификации или валидации, процедуры оценки, а также оценку заявлений организации, проектных заявлений по ПГ, заявлений по ПГ продукции.

ИСО 14065 определяет требования к органам, которые осуществляют валидацию и верификацию заявлений по ПГ. Требования включают беспристрастность, компетентность, коммуникации, процессы верификации и валидации, апелляции, жалобы и системы менеджмента органов по валидации и верификации. Может использоваться в качестве основы для аккредитации и других форм признания в отношении беспристрастности, компетентности и последовательности органов по валидации и верификации.

ИСО 14066 определяет требования к компетенции для команд специалистов по валидации и верификации. Он также содержит принципы и устанавливает требования к компетенции на основе задач, которые должны выполнять команды специалистов по валидации и верификации.

ИСО 14067 определяет принципы, требования и руководящие указания по количественной оценке углеродного следа продукции. Цель ИСО 14067 заключается в количественной оценке выбросов ПГ, связанных с этапами жизненного цикла продукции, начиная с добычи ресурсов и получения сырья, и заканчивая этапами производства, использования и окончания срока службы продукта.

ISO/TR 14069 способствует применению настоящего стандарта, предоставляя руководящие указания и примеры для повышения прозрачности количественной оценки выбросов и отчетности по ним. ISO/TR 14069 не содержит дополнительных указаний в отношении настоящего стандарта.

На рисунке 1 показана взаимосвязь серии стандартов ИСО 14060 по ПГ.

0.2 Базовые понятия количественной оценки ПГ, используемые в настоящем стандарте

Настоящий стандарт содержит большинство ключевых понятий, разработанных на протяжении нескольких лет. Ссылки, приведенные в библиографии, обеспечивают примеры дополнительных указаний по данным понятиям.

0.3 Значение терминов «документировать (document)», «пояснять (explain)» и «обосновывать (justify)», принятые в настоящем стандарте

Некоторые положения требуют от пользователей настоящего стандарта документировать, пояснять и обосновывать использование определенных подходов или принятых решений.

Документирование предполагает сбор и хранение соответствующей информации в письменной форме.

Пояснение включает в себя два дополнительных критерия:

a) описания, как использовались подходы или принимались решения, и

b) описания, почему были выбраны подходы или приняты решения.

Обоснование включает в себя дополнительные третий и четвертый критерии:

c) объяснение, почему не были выбраны альтернативные подходы, и

d) предоставление подтверждающих данных или анализ.

Рисунок 1 — Взаимосвязь стандартов серии ИСО 14060 по парниковым газам

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает принципы и требования на уровне организации по количественному определению и отчетности о выбросах и поглощении парниковых газов (ПГ). Настоящий стандарт также устанавливает требования к созданию, развитию, управлению, отчетности и верификации инвентаризации ПГ организации.

Серия стандартов ИСО 14064 нейтральна по отношению к программам по ПГ. Если применяется программа по ПГ, то требования этой программы дополняют требования серии стандартов ИСО 14064.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте нормативные ссылки отсутствуют.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями.

Организации ИСО и МЭК поддерживают терминологические базы данных для их использования в стандартизации по следующим адресам:

— платформа онлайн-просмотра ИСО: доступна по адресу https://www.iso.org/obp;

— Электропедия МЭК: доступна по адресу http://www.electropedia.org/.

3.1 Термины, относящиеся к парниковым газам

3.1.1 парниковый газ; ПГ (greenhouse gas; GHG): Газообразная составляющая атмосферы как природного, так и антропогенного происхождения, которая поглощает и испускает инфракрасное излучение, исходящее от земной поверхности, атмосферы и облаков.

Примечание 1 — Перечень ПГ см. в последнем оценочном докладе межправительственной рабочей группы по оценке изменений климата (IPCC).

Примечание 2 — Водяной пар и озон являются как антропогенными, так и природными парниковыми газами, но они не включаются в качестве признанных ПГ из-за трудностей, в большинстве случаев связанных с выделением антропогенной составляющей глобального потепления, обусловленной их присутствием в атмосфере.

3.1.2 источник парниковых газов; источник ПГ (greenhouse gas source; GHG source): Процесс, в результате которого в атмосферу выбрасывается ПГ (3.1.1).

3.1.3 поглотитель парниковых газов; поглотитель ПГ (greenhouse gas sink; GHG sink): Процесс, поглощающий ПГ (3.1.1) из атмосферы.

3.1.4 накопитель парниковых газов; накопитель ПГ (greenhouse gas reservoir; GHG reservoir): Компонент, отличный от атмосферы, обладающий способностью накапливать ПГ (3.1.1), сохранять и выпускать их.

Примечание 1 — Океаны, почвы и леса являются примерами объектов, которые могут действовать как накопители ПГ.

Примечание 2 — Улавливание и хранение ПГ является одним из процессов, происходящих в накопителе ПГ.

3.1.5 выброс парниковых газов; выброс ПГ (greenhouse gas emission; GHG emission): Выпуск ПГ (3.1.1) в атмосферу.

3.1.6 поглощение парниковых газов; поглощение ПГ (greenhouse gas removal; GHG removal): Извлечение ПГ (3.1.1) из атмосферы поглотителями ПГ (3.1.3).

3.1.7 коэффициент выбросов парниковых газов; коэффициент выбросов ПГ (greenhouse gas emission factor; GHG emission factor): Коэффициент, связывающий данные о деятельности по ПГ (3.2.1) с выбросами ПГ (3.1.5).

Примечание 1 — Коэффициент выбросов ПГ может включать компонент окисления.

3.1.8 коэффициент поглощения парниковых газов (greenhouse gas removal factor): Коэффициент, связывающий данные о деятельности по парниковым газам (3.2.1) с поглощением ПГ (3.1.6).

Примечание 1 — Коэффициент поглощения ПГ может включать компонент окисления.

3.1.9 прямой выброс парниковых газов; прямой выброс ПГ (direct greenhouse gas emission; direct GHG emission): Выброс ПГ (3.1.5) из источников ПГ (3.1.2), находящихся в собственности или под контролем организации (3.4.2).

Примечание 1 — В настоящем стандарте для установления организационных границ используются понятия доли участия или контроля (финансового или операционного контроля).

3.1.10 прямое поглощение парниковых газов; прямое поглощение ПГ (direct greenhouse gas removal; direct GHG removal): Улавливание ПГ (3.1.6) поглотителями ПГ (3.1.3), находящимися в собственности или под контролем организации (3.4.2).

3.1.11 косвенный выброс парниковых газов; косвенный выброс ПГ (indirect greenhouse gas emission; indirect GHG emission): Выброс ПГ (3.1.5), являющийся следствием операционной деятельности организации (3.4.2), но возникающий из источников ПГ (3.1.2), не принадлежащих организации и не контролируемых ею.

Примечание 1 — Эти выбросы возникают обычно в предшествующей или последующей цепочке создания ценности.

3.1.12 потенциал глобального потепления; ПГП (global warming potential; GWP): Коэффициент, устанавливающий степень воздействия излучающей способности одной единицы массы конкретного ПГ (3.1.1) в текущем состоянии атмосферы относительно соответствующей единицы диоксида углерода в течение заданного периода времени.

3.1.13

эквивалент диоксида углерода;

(carbon dioxide equivalent;

): Единица, используемая для сравнения излучающей способности ПГ (3.1.1) с излучающей способностью диоксида углерода.

Примечание 1 — Эквивалент диоксида углерода рассчитывают умножением массы данного ПГ на его потенциал глобального потепления (3.1.12).

3.2 Термины, относящиеся к процессам инвентаризации парниковых газов

3.2.1 данные о деятельности по парниковым газам; данные о деятельности по ПГ (greenhouse gas activity data; GHG activity data): Количественная мера деятельности организации, результатом которой является выброс ПГ (3.1.5) или поглощение ПГ (3.1.6).

Пример — Количество потребленной энергии, топлива или электроэнергии, произведенных материалов, предоставленных услуг или площадь затронутых земель.

3.2.2 первичные данные (primary data): Количественный параметр процесса или деятельности, полученный в результате прямого измерения или расчета на основе прямых измерений.

Примечание 1 — Первичные данные могут включать коэффициенты выбросов ПГ (3.1.7) или коэффициенты поглощения ПГ (3.1.8) и/или данные о деятельности по ПГ (3.2.1).

3.2.3 данные по конкретной площадке (site-specific data): Первичные данные (3.2.2), полученные в пределах организационных границ (3.4.7).

Примечание 1 — Все данные по конкретным площадкам являются первичными данными, но не все первичные данные являются данными по конкретным площадкам.

3.2.4 вторичные данные (secondary data): Данные, полученные из источников, отличных от первичных данных (3.2.2).

Примечание 1 — Такие источники могут включать базы данных и опубликованную литературу, валидированные компетентными органами.

3.2.5 заявление по парниковым газам; заявление по ПГ (greenhouse gas statement; GHG statement): Устаревшее: GHG assertion (утверждение по ПГ). Основанная на фактах и объективная декларация, содержащая предмет для верификации (3.4.9) или валидации (3.4.10).

Примечание 1 — Заявление по ПГ может быть представлено в некоторый момент времени или охватывать определенный период времени.

Примечание 2 — Заявление по ПГ, представленное ответственной стороной (3.4.3), должно быть четко сформулировано, давать возможность последовательной оценки или измерения по соответствующим критериям экспертом по верификации (3.4.11) или экспертом по валидации (3.4.12).

Примечание 3 — Заявление по ПГ может быть представлено в отчете по ПГ (3.2.9) или в плане проекта по ПГ (3.2.7).

3.2.6 инвентаризация парниковых газов; инвентаризация ПГ (greenhouse gas inventory; GHG inventory): Перечень источников ПГ (3.1.2) и поглотителей ПГ (3.1.3), а также их количественно определенные выбросы ПГ (3.1.5) и поглощения ПГ (3.1.6).

3.2.7 проект по парниковым газам; проект по ПГ (greenhouse gas project; GHG project): Деятельность или виды деятельности, изменяющие условия, идентифицированные в базовой линии по ПГ, и приводящие к сокращению выбросов ПГ (3.1.5) или увеличению поглощения ПГ (3.1.6).

Примечание 1 — ИСО 14064-2 представляет информацию о том, как определить и использовать базовую линию.

3.2.8 программа по парниковым газам; программа по ПГ (greenhouse gas programme; GHG programme): Добровольная или обязательная для исполнения международная, национальная или субнациональная система или схема, в рамках которой осуществляется инвентаризация, учет и управление выбросами ПГ (3.1.5), поглощением ПГ (3.1.6), сокращением выбросов или увеличением поглощения ПГ вне границ организации (3.4.2) или проекта по ПГ (3.2.7).

3.2.9 отчет по парниковым газам; отчет по ПГ (greenhouse gas report; GHG report): Отдельный документ, предназначенный для предоставления предполагаемым пользователям (3.4.4) информации о ПГ организации (3.4.2) или проекте по ПГ (3.2.7).

Примечание 1 — Отчет по ПГ может включать заявление по ПГ (3.2.5).

3.2.10 базовый год (base year): Конкретный прошлый период, установленный для сопоставления во времени выбросов ПГ (3.1.5) или поглощения ПГ (3.1.6) или другой относящейся к ПГ информации.

3.2.11 инициатива по сокращению парниковых газов; инициатива по сокращению ПГ, мероприятия по сокращению ПГ (greenhouse gas reduction initiative; GHG reduction initiative): Конкретное мероприятие или инициатива, не организованная как проект по ПГ (3.2.7), реализуемая организацией (3.4.2) на периодической или непрерывной основе, чтобы сократить прямые или косвенные выбросы ПГ (3.1.5) или обеспечить увеличение прямого или косвенного поглощения ПГ (3.1.6).

3.2.12 мониторинг (monitoring): Непрерывная или периодическая оценка выбросов ПГ (3.1.5), поглощения ПГ (3.1.6) или других связанных с ПГ данных.

3.2.13 неопределенность (uncertainty): Параметр, связанный с результатом количественного определения, который характеризует разброс значений, обоснованно относящихся к количественной величине.

Примечание 1 — Неопределенность устанавливает, как правило, количественную оценку вероятного разброса значений и качественное описание вероятных причин разброса.

3.2.14 значимый косвенный выброс парниковых газов; значимый косвенный выброс ПГ (signifcant indirect greenhouse gas emission; signifcant indirect GHG emission): Количественно определенные и сообщаемые организацией (3.4.2) выбросы ПГ (3.1.5), соответствующие критериям значимости, установленным организацией.

3.3 Термины, относящиеся к биогенным материалам и землепользованию

3.3.1 биомасса (biomass): Материал биологического происхождения, исключая материал, заключенный в геологических формациях, и материал, трансформировавшийся в ископаемое.

Примечание 1 — Биомасса включает органический материал (живой и мертвый), например, деревья, кустарники, травы, листья деревьев, водоросли, животные, навоз и отходы биологического происхождения.

3.3.2 биогенный углерод (biogenic carbon): Углерод, получаемый из биомассы (3.3.1).

3.3.3

биогенный диоксид углерода

(biogenic

, полученный путем окисления биогенного углерода (3.3.2).

3.3.4 антропогенный биогенный выброс ПГ (anthropogenic biogenic GHG emission): Выброс ПГ (3.1.5) из биогенного материала в результате хозяйственной деятельности человека.

3.3.5 прямое изменение землепользования (direct land use change; dLUC): Изменение в использовании земли человеком в пределах соответствующей границы.

Примечание 1 — Соответствующая граница является границей отчетности (3.4.8).

3.3.6 землепользование (land use): Использование человеком или управление земельными участками в пределах соответствующих границ.

Примечание 1 — Соответствующая граница является границей отчетности (3.4.8).

3.3.7 неантропогенный биогенный выброс ПГ (non-anthropogenic biogenic GHG emission): Выброс ПГ (3.1.5) из биогенного материала в результате стихийных бедствий (например, лесных пожаров или нашествия насекомых) или естественной эволюции (например, рост, разложение).

3.4 Термины, относящиеся к организациям, заинтересованным сторонам и верификации

3.4.1 объект (facility): Установка, комплект установок или производственные процессы (стационарные или подвижные), которые могут быть определены в рамках единой географической границы, организационной единицы или производственного процесса.

3.4.2 организация (organization): Лицо или группа лиц, имеющие собственные функции, наделенные ответственностью, полномочиями и отношениями для достижения поставленных целей.

Примечание 1 — Понятие организации включает, но не ограничивается этим, индивидуального предпринимателя, компанию, корпорацию, фирму, предприятие, орган власти, партнерство, ассоциацию, благотворительную организацию или учреждение, а также их часть или комбинацию, независимо от того, являются ли они зарегистрированными или нет, государственными или частными.

3.4.3 ответственная сторона (responsible party): Лицо или лица, ответственные за предоставление заявления по парниковым газам (3.2.5) и подтверждающей информации по ПГ (3.1.1).

Примечание 1 — Ответственной стороной могут быть отдельные лица или представители организации (3.4.2) или проекта по ПГ, а также сторона, которая привлекает экспертов по верификации (3.4.11) или экспертов по валидации (3.4.12).

3.4.4 предполагаемый пользователь (intended user): Физическое лицо или организация (3.4.2), идентифицированные теми, кто предоставляет информацию, связанную с ПГ в качестве субъектов, которые используют эту информацию при принятии решений.

Примечание 1 — Предполагаемым пользователем могут быть клиент (3.4.5), ответственная сторона (3.4.3), сама организация, администраторы, руководитель программы по ПГ (3.2.8), регулирующие органы, финансовое сообщество или другие заинтересованные стороны, такие как местные сообщества, правительственные органы, общественные или неправительственные организации.

3.4.5 клиент (client): Организация (3.4.2) или лицо, запрашивающие верификацию (3.4.9) или валидацию (3.4.10).

3.4.6 предполагаемое использование инвентаризации ПГ (intended use of the GHG inventory): Основная цель, установленная организацией (3.4.2) либо программой, для количественного определения выбросов ПГ (3.1.5) и поглощения ПГ (3.1.6), в соответствии с потребностями предполагаемого пользователя (3.4.4).

3.4.7 организационная граница (organizational boundary): Группа мероприятий или объектов, над которыми организация (3.4.2) осуществляет операционный или финансовый контроль или в капитале которых имеет долю.

3.4.8 граница отчетности (reporting boundary): Группа выбросов ПГ (3.1.5) или поглощений ПГ (3.1.6), сообщаемых в пределах организационной границы (3.4.7), а также тех значимых косвенных выбросов, которые являются следствием операционной деятельности организации.

3.4.9 верификация (verification): Процесс оценки заявления в отношении исторических данных и информации для определения того, является ли это заявление в существенном отношении правильным и соответствует ли оно критериям.

3.4.10 валидация (validation): Процесс оценки обоснованности допущений, ограничений и методов, поддерживающих заявление о результатах намечаемой деятельности.

3.4.11 эксперт по верификации (verifier): Компетентное и независимое лицо, ответственное за проведение верификации (3.4.9) и предоставление отчета по ее результатам.

3.4.12 эксперт по валидации (validator): Компетентное и независимое лицо, ответственное за проведение валидации (3.4.10) и предоставление отчета по ее результатам.

3.4.13 уровень уверенности (level of assurance): Степень доверия к заявлению по ПГ (3.2.5).

4 Принципы

4.1 Общие положения

Применение принципов является основой для обеспечения того, чтобы учет информации, связанной с ПГ, был достоверным и объективным. Принципы являются основой требований настоящего стандарта и обеспечивают руководство по его применению.

4.2 Применимость

Источники ПГ, поглотители ПГ, хранилища ПГ, данные и методологии следует выбирать исходя из потребностей предполагаемого пользователя.

4.3 Полнота

Следует учитывать все соответствующие выбросы и поглощения ПГ.

4.4 Согласованность

Необходимо обеспечивать возможность полноценного сопоставления информации, относящейся к ПГ.

4.5 Точность

Необходимо стремиться уменьшать систематическую погрешность и неопределенность, насколько это практически возможно.

4.6 Прозрачность

Следует раскрывать достаточную и соответствующую информацию о ПГ, чтобы предполагаемые пользователи могли принимать решения с разумной уверенностью.

5 Границы инвентаризации парниковых газов

5.1 Организационные границы

Организация должна определить свои организационные границы.

Организация может состоять из одного или множества объектов. Выбросы или поглощения ПГ на уровне конкретного объекта могут осуществляться одним или несколькими источниками или поглотителями ПГ.

Организация должна консолидировать свои выбросы и поглощения ПГ на уровне конкретного объекта с помощью одного из следующих подходов:

a) контроль: организация учитывает все выбросы и/или поглощения ПГ от объектов, над которыми она осуществляет финансовый или операционный контроль;

b) долевое участие в капитале: организация учитывает свою долю выбросов ПГ и/или поглощения ПГ от соответствующих объектов.

Подход к консолидации должен соответствовать предполагаемому использованию инвентаризации ПГ.

Примечание 1 — Руководящие указания по применению подходов, основанных на контроле и долевом участии в капитале, для консолидации выбросов и поглощений ПГ от объектов на уровне организации приведены в приложении А.

Организация может использовать различные подходы к консолидации в случае наличия нескольких целей и требований к отчетности, определенных, например, программой по ПГ, юридическим договором или различными типами предполагаемых пользователей.

Примечание 2 — Выбросы и поглощения ПГ организации объединяются на основе количественной оценки источников и поглотителей ПГ на уровне объекта.

Примечание 3 — Поглотитель ПГ в один период может стать источником ПГ в другой период или наоборот.

Когда объект находится в собственности или под контролем нескольких организаций, эти организации должны применять одинаковый подход к консолидации для этого объекта. Организация должна документировать и сообщать, какой подход к консолидации она применяет.

5.2 Границы отчетности

5.2.1 Установление границ отчетности

Организация должна устанавливать и документировать свои границы отчетности, включая определение прямых и косвенных выбросов и поглощений ПГ, связанных с деятельностью организации.

5.2.2 Прямые выбросы и поглощение парниковых газов

Организация должна количественно определить прямые выбросы ПГ отдельно по

и других соответствующих групп ПГ (HFC, PFC и т.д.) в

Организации следует выполнять количественную оценку поглощений ПГ.

5.2.3 Косвенные выбросы парниковых газов

Организация должна применять и документировать процесс определения того, какие косвенные выбросы следует включить в ее инвентаризацию ПГ.

В рамках этого процесса организация должна определять и пояснять свои собственные заранее определенные критерии значимости косвенных выбросов с учетом предполагаемого использования инвентаризации ПГ.

Каким бы ни было предполагаемое использование, критерии не должны использоваться для исключения значимых объемов косвенных выбросов или уклонения от выполнения обязательств по соблюдению норм.

Используя эти критерии, организация должна выявлять и оценивать свои косвенные выбросы ПГ для отбора наиболее значимых.

Организация должна количественно оценивать и сообщать об этих значимых выбросах. Исключения значимых косвенных выбросов должны быть обоснованы.

Критерии оценки значимости могут включать величину/объем выбросов, уровень влияния на источники/поглотители, доступ к информации и уровень точности соответствующих данных (сложность организации и мониторинга). Может использоваться оценка риска или другие процедуры (например, требования покупателя, нормативные требования, ожидания заинтересованных сторон, масштаб деятельности и т.д.) — см. ИСО 13065. Дополнительные руководящие указания приведены в приложении H.

Критерии оценки значимости могут периодически пересматриваться. Организация должна сохранять документированную информацию об изменениях.

5.2.4 Категории инвентаризации парниковых газов

На уровне организации выбросы ПГ должны распределяться по следующим категориям:

a) прямые выбросы и поглощения ПГ;

b) косвенные выбросы ПГ от импортированной энергии;

c) косвенные выбросы ПГ от транспортирования;

d) косвенные выбросы ПГ от продукции, используемой организацией;

e) косвенные выбросы ПГ, связанные с использованием продукции, выпускаемой организацией;

f) косвенные выбросы ПГ из других источников.

В каждой категории должны выделяться небиогенные выбросы, биогенные антропогенные выбросы и, если они определены количественно и представлены, биогенные неантропогенные выбросы (см. приложение D).

Организации следует отдельно документировать вышеуказанные категории отдельно на уровне объекта.

Выбросы ПГ следует далее подразделять на подкатегории, согласующиеся с указанными выше категориями. Пример подкатегорий представлен в приложении B.

6 Количественная оценка выбросов и поглощений парниковых газов

6.1 Идентификация источников и поглотителей парниковых газов

Организация должна идентифицировать и документировать все относящиеся к ней источники и поглотители ПГ, включенные в ее границы отчетности. Организация должна включать все соответствующие ПГ.

Источники и поглотители ПГ должны быть идентифицированы в соответствии с категориями, определенными в 5.2.4.

Если организация проводит количественную оценку поглощения ПГ, она должна выявлять и документировать поглотители ПГ, вносящие вклад в их улавливание.

Детализация, с которой определяются и классифицируются источники и поглотители, должна соответствовать используемому подходу к количественной оценке.

Организация может исключать источники или поглотители ПГ, по которым вклад в выбросы или поглощение ПГ несущественен. Организация должна определить и пояснить, почему источники или поглотители ПГ исключены из соответствующих категорий и любых подкатегорий, включенных в отчет (см. 5.2.3).

6.2 Выбор подхода к количественной оценке

6.2.1 Общие положения

Организация должна выбрать и использовать методики количественной оценки, которые минимизируют неопределенность и дают точные, согласованные и воспроизводимые результаты.

Подход к количественной оценке должен также учитывать техническую реализуемость и затраты.

Примечание — Подход к количественной оценке — это процесс получения данных и определения выбросов и поглощений источником или поглотителем ПГ. Выбросы или поглощения ПГ можно определить посредством измерения или моделирования.

Организация должна пояснить и задокументировать свой подход к количественной оценке и любые вносимые в него изменения.

6.2.2 Выбор и сбор данных, используемых для количественной оценки

Организация должна определить и задокументировать свои данные по каждому источнику или поглотителю, классифицируемому как прямые или косвенные выбросы и поглощения. Организация должна определить и задокументировать характеристики для всех соответствующих данных, используемых для количественной оценки (см. 5.2.3).

Примечание 1 — Данные, используемые для количественной оценки, включают первичные данные (в том числе данные по конкретной площадке) и вторичные данные.

Пример — Данные, используемые для количественной оценки, могут включать средний расход топлива для грузовых автомобилей и его характеристики в качестве норматива для определения расхода топлива.

Примечание 2 — В случае программ по ПГ характеристики данных, используемых для количественной оценки, обычно определяются оператором программы.

В приложении С содержатся руководящие указания по выбору и сбору данных, используемых для количественной оценки.

6.2.3 Выбор или разработка модели количественной оценки (выбросов и удаления) парниковых газов

За исключением случаев прямого измерения выбросов и поглощений, организация должна выбрать или разработать модели для количественной оценки ПГ.

Модель — это представление способа преобразования данных об источниках и поглотителях, используемых для количественной оценки, в данные о выбросах и поглощении ПГ. Модель является упрощенным представлением физических процессов, имеющим допущения и ограничения.

Организация должна пояснить и задокументировать обоснование выбора или разработки модели с учетом следующих характеристик модели:

a) насколько точно модель представляет выбросы и поглощения;

b) границы применения модели;

c) неопределенность и точность модели;

d) воспроизводимость результатов;

e) приемлемость модели;

f) происхождение и уровень признания модели;

g) соответствие предполагаемому использованию.

Примечание — Ряд моделей используют данные о деятельности, умножаемые на коэффициенты выбросов.

6.3 Расчет выбросов и поглощения парниковых газов

Организация должна рассчитать выбросы и поглощения ПГ в соответствии с выбранным подходом к количественной оценке (см. 6.2).

Должен указываться период, за который рассчитаны выбросы и поглощения ПГ.

Организация должна перевести количество каждого вида ПГ в

с использованием соответствующих ПГП.

Следует использовать последние ПГП МГЭИК. В противном случае должно быть предоставлено обоснование. Временной горизонт ПГП должен составлять 100 лет. Другие временные горизонты ПГП могут использоваться, но информация по ним должна сообщаться отдельно.

Примечание — ПГП может быть частью модели (включая коэффициенты выбросов).

Организация должна количественно оценивать биогенные выбросы или поглощения в соответствии с приложением D.

Организация должна количественно оценивать выбросы или поглощения от импортируемой электроэнергии, потребляемой организацией, а также от экспортируемой электроэнергии, вырабатываемой организацией, в соответствии с приложением Е.

Конкретные руководящие указания, касающиеся выбросов или поглощений в сельском хозяйстве, приведены в приложении G.

6.4 Инвентаризация парниковых газов за базовый год

6.4.1 Выбор и установка базового года

Организация должна установить базовый год из прошлого периода для определения выбросов и поглощений ПГ с целью сравнения или обеспечения соответствия требованиям программы по ПГ или другим предполагаемым использованиям инвентаризации ПГ.

Выбросы или поглощения ПГ за базовый год могут быть количественно определены на основе конкретного периода (например, года или части года, когда сезонность является особенностью деятельности организации) или усреднены за несколько периодов (например, за несколько лет).

Если достаточная информация об имевших место в прошлом выбросах или поглощениях ПГ отсутствует, организация может использовать в качестве базового года свой первый период инвентаризации ПГ.

При установлении базового года организация:

a) должна проводить количественную оценку выбросов и поглощений ПГ за базовый год с использованием данных, представительных для текущих границ отчетности организации, обычно данных за один год, среднего значения за несколько последовательных лет или скользящего среднего значения;

b) выбрать базовый год, за который имеются верифицированные данные о выбросах или поглощениях ПГ;

c) пояснить выбор базового года;

d) провести инвентаризацию ПГ за базовый год в соответствии с требованиями настоящего стандарта.

Организация может изменять свой базовый год, но при этом она должна обосновать любое его изменение.

6.4.2 Пересмотр инвентаризации парниковых газов за базовый год

Для обеспечения представительности инвентаризации ПГ за базовый год организация должна разработать, задокументировать и применить процедуру пересмотра и пересчета инвентаризации ПГ за базовый год для возможности учета существенных накопленных изменений в выбросах за базовый год в результате:

a) структурных изменений в отчетности или организационных границах (т.е. слияния, приобретения или отчуждения активов) или

b) изменения в методиках расчета или в коэффициентах выбросов, или

c) обнаружения ошибки или ряда накопленных ошибок, которые в совокупности являются существенными.

Организация не должна пересчитывать свою инвентаризацию ПГ за базовый год для учета изменений объемов производства на объектах, включая закрытие или открытие объектов.

Организация должна документировать перерасчеты за базовый год в последующих инвентаризациях ПГ.

7 Деятельность по предотвращению изменения климата

7.1 Инициативы по сокращению выбросов и повышению поглощения парниковых газов

Организация может планировать и осуществлять инициативы по сокращению выбросов ПГ в целях ограничения или предотвращения выбросов или увеличения поглощения ПГ.

В случае реализации организация должна количественно оценить разницу в выбросах или поглощении ПГ, связанную с реализацией инициатив по сокращению выбросов ПГ.

Примечание — Разница выбросов или поглощения ПГ в результате реализации инициатив по сокращению выбросов ПГ обычно отражается в инвентаризации ПГ организации, но также разница в выбросах или поглощениях ПГ может быть и за пределами границ инвентаризации ПГ.

В случае, если проведена количественная оценка данных и сформирована соответствующая отчетность, организация должна документировать инициативы по сокращению выбросов ПГ и отдельно указывать связанную с ними разницу в результатах выбросов или поглощений. Организация также должна описывать:

a) инициативы по сокращению выбросов ПГ;

b) пространственные и временные границы инициативы по снижению выбросов ПГ;

c) подход (соответствующие показатели), используемые для количественной оценки разницы в выбросах или поглощениях ПГ;

d) определение и классификацию разниц в выбросах или поглощениях ПГ, обусловленных инициативами по сокращению выбросов ПГ, как прямых, так и косвенных выбросов или поглощений ПГ.

Пример — Инициативы по сокращению выбросов ПГ могут включать следующее:

— управление спросом на энергию и ее использованием;

— энергоэффективность;

— совершенствование технологий или процессов;

— улавливание и хранение ПГ, как правило, в накопителях ПГ;

— управление транспортом и спросом на поездки;

— переход на другое топливо или его замена;

— лесовосстановление;

— минимизация отходов;

— использование альтернативных видов топлива и сырья (АТС) во избежание захоронения или сжигания отходов;

— управление хладагентами.

7.2 Проекты по сокращению выбросов или увеличению поглощения парниковых газов

Если организация сообщает об углеродных компенсациях, приобретенных или созданных ею самой, то организация должна перечислять такие компенсации отдельно от инициатив по сокращению выбросов ПГ.

7.3 Целевые показатели сокращения выбросов или увеличения поглощений парниковых газов

Организация может устанавливать целевые показатели по сокращению выбросов ПГ.

Если организация сообщает о целевом показателе, то должна указываться и сообщаться следующая информация:

— период, охватываемый целевым показателем, включая целевой год начала и целевой год завершения;

— тип целевого показателя (интенсивность или абсолютное значение);

— категория выбросов, включенных в целевой показатель;

— объем сокращения и его единица, выраженная в соответствии с типом целевого показателя.

Для постановки целевых показателей необходимо учитывать следующие критерии:

— климатология;

— потенциал сокращения;

— международный, национальный контекст;

— отраслевой контекст (например, добровольное отраслевое обязательство, межотраслевой эффект).

8 Менеджмент качества инвентаризации парниковых газов

8.1 Управление информацией о парниковых газах

8.1.1 Организация должна устанавливать и поддерживать процедуры по управлению информацией о ПГ, чтобы:

a) обеспечивать соответствие принципам настоящего стандарта;

b) обеспечивать согласованность с предполагаемым применением инвентаризации ПГ;

c) проводить регулярные согласованные проверки для обеспечения точности и полноты инвентаризации ПГ;

d) выявлять и устранять ошибки и упущения;

e) документировать и архивировать соответствующие записи инвентаризации ПГ, включая деятельность по управлению информацией и ПГП.

8.1.2 Процедуры по управлению информацией о ПГ организации должны документировать рассмотрение следующих вопросов:

a) определение и проверка назначения и полномочий лиц, ответственных за подготовку инвентаризации ПГ;

b) определение, осуществление и проверка надлежащей подготовки членов группы по подготовке инвентаризации;

c) определение и анализ организационных границ;

d) выявление и анализ источников и поглотителей ПГ;

e) выбор и анализ подходов к количественной оценке, включая данные и модели, используемые для количественной оценки ПГ, которые согласуются с предполагаемым использованием инвентаризации ПГ;

f) анализ применения методов количественной оценки для обеспечения согласованности между несколькими объектами;

g) использование, обслуживание и калибровка средств измерений (если применимо);

h) разработка и обслуживание надежной системы сбора данных;

i) регулярные проверки точности;

j) периодические внутренние аудиты и технические анализы;

k) периодический анализ возможностей совершенствования процессов управления информацией.

8.2 Хранение документов и ведение записей

Организация должна устанавливать и поддерживать процедуры хранения документов и ведения записей.

Организация должна сохранять и вести документацию, подтверждающую планирование, разработку и ведение инвентаризации ПГ, с тем чтобы обеспечить возможность верификации. Документация в бумажном, электронном или ином формате должна обрабатываться в соответствии с принятыми в организации процедурами по управлению информацией о ПГ по хранению документов и ведению записей.

8.3 Оценка неопределенности

Организация должна оценивать неопределенность, связанную с подходами к количественной оценке (например, данных и моделей, используемых для количественной оценки), и проводить оценку, устанавливающую неопределенность на уровне категории выбросов в инвентаризации ПГ.

В тех случаях, когда количественная оценка неопределенности невозможна или экономически не оправдана, это должно обосновываться, и должна проводиться качественная оценка.

Организация может применять принципы и методологии Руководства ИСО/МЭК 98-3 при проведении оценки неопределенности.

9 Отчетность по парниковым газам

9.1 Общие положения

Для упрощения верификации инвентаризации ПГ организации следует подготовить отчет по ПГ в соответствии с предполагаемыми видами использования инвентаризации. Например, отчет по ПГ может потребоваться для участия в программе по ПГ или для информирования внешних или внутренних пользователей.

Отчет по ПГ готовится, если организация решает провести верификацию своей инвентаризации ПГ или делает публичное заявление по ПГ о соответствии требованиям настоящего стандарта.

Отчеты по ПГ должны быть полными, согласованными, точными, актуальными, прозрачными и спланированными в соответствии с 9.2.

Если заявление организации в отношении ПГ верифицировано независимой (третьей) стороной, то отчет о верификации должен быть доступен предполагаемым пользователям.

Если конфиденциальные данные не включаются в отчет по ПГ, то это должно быть обосновано.

Если организация принимает решение подготовить отчет по ПГ, то применяются 9.2 и 9.3.

9.2 Планирование отчета по парниковым газам

При планировании отчета по ПГ организация должна пояснить и задокументировать следующее:

a) цель и задачи отчета в контексте политики, стратегий или программ организации по ПГ и применимых программ по ПГ;

b) предполагаемое использование и предполагаемые пользователи инвентаризации ПГ;

c) общие и конкретные обязанности по подготовке и разработке отчета;

d) периодичность предоставления отчета;

e) структура и формат отчета;

f) данные и информация, подлежащие включению в отчет;

g) политика в отношении доступности и методов распространения отчета.

9.3 Содержание отчета по парниковым газам

9.3.1 Обязательная информация

В отчете по ПГ должно приводиться описание инвентаризации ПГ организации. Его содержание может быть структурировано в соответствии с рекомендациями, приведенными в приложении F.

Содержание отчета по ПГ должно включать в себя следующее:

a) описание представляющей отчет организации;

b) лицо или подразделение, ответственные за отчет;

c) охватываемый отчетный период;

d) документирование организационных границ (5.1);

e) документирование границ отчетности, включая критерии, установленные организацией для определения значимых выбросов;

f) прямые выбросы ПГ, количественно выраженные отдельно по

и другим соответствующим группам ПГ (HFC, PFC и т.д.) в

(5.2.2);

g) описание того, как учитываются биогенные выбросы и поглощения

в инвентаризации ПГ и релевантные биогенные выбросы и поглощения

, количественно выраженные по отдельности в

(см. приложение D);

h) при проведении количественной оценки прямые поглощения выражаются в

(5.2.2);

i) пояснение исключений из количественной оценки любых значимых источников или поглотителей ПГ (5.2.3);

j) количественная оценка косвенных выбросов ПГ, разделенных по категориям, в

(5.2.4);

k) выбранный базовый год прошлого периода и инвентаризация ПГ за базовый год (6.4.1);

l) пояснение любых изменений в базовом году или других исторических данных или классификации ПГ и любого перерасчета базового года или другой прошлой инвентаризации ПГ (6.4.1), а также документирование любых ограничений сопоставимости, вытекающих из такого перерасчета;

m) ссылка на подходы к количественной оценке, либо их описание, включая причины их выбора (6.2);

n) пояснение любого изменения ранее использовавшихся подходов к количественной оценке (6.2);

o) ссылка на используемые коэффициенты выбросов или поглощения ПГ или документация по ним (6.2);

p) описание влияния неопределенностей на точность данных о выбросах и поглощении ПГ по категориям (8.3);

q) описание и результаты оценки неопределенности (8.3);

r) утверждение о том, что отчет по ПГ был подготовлен в соответствии с настоящим стандартом;

s) информация, описывающая, были ли верифицированы инвентаризация ПГ, отчет или заявление, включая тип верификации и достигнутый уровень уверенности;

t) значения ПГП, используемые при расчете, а также их источник. Если значения ПГП взяты не из последнего доклада МГЭИК, следует указать коэффициенты выбросов или ссылку на базу данных, использованную при расчете, а также их источник.

9.3.2 Рекомендуемая информация

Организации следует рассмотреть вопрос о включении в отчет по ПГ следующего:

a) описание политики, стратегий или программ организации по ПГ;

b) при необходимости, описание инициатив по снижению ПГ и того, как они влияют на разницу значений в выбросах или поглощении ПГ, в том числе происходящие вне организационных границ, количественно в

(7.1);

c) при необходимости, приобретенное или достигнутое количество сокращений выбросов парниковых газов и поглощения ПГ вследствие реализации проектов по сокращению выбросов ПГ и повышению поглощения ПГ, количественно выражается в

(7.2);

d) в соответствующих случаях, описание применимых требований программы по ПГ;

e) выбросы или поглощения ПГ с детализацией по объектам;

f) суммарные количественно определенные косвенные выбросы ПГ;

g) описание и предоставление дополнительных коэффициентов, таких как эффективность или интенсивность выбросов ПГ (выбросы на единицу продукции);

h) оценка результативности на основе соответствующих внутренних и/или внешних бенчмарков;

i) описание процедур управления информацией о ПГ и мониторинга (8.1);

j) выбросы и поглощения ПГ за предыдущий отчетный период;

k) при необходимости, пояснение различий в выбросах ПГ между нынешней и предыдущей инвентаризациями.

Организация может суммировать прямые выбросы и прямые поглощения ПГ.

9.3.3 Дополнительная информация и связанные с ней требования

Организация может сообщать дополнительную информацию отдельно от обязательной и рекомендуемой. Каждый тип дополнительной информации, описанной далее, должен сообщаться отдельно от другой информации.

Организация может сообщать о результатах использования договорных инструментов в отношении характеристик ПГ (рыночный подход), выраженных в единицах выбросов ПГ (

), а также в единицах передачи (например, кВтч). Организация может отчитаться о приобретенном количестве по сравнению с потребленным.

Организация может сообщать об углеродных компенсациях или других видах углеродных кредитов. В этом случае организация:

— должна раскрыть схему ПГ, в соответствии с которой они были созданы;

— может суммировать углеродные компенсации или другие виды углеродных кредитов вместе, если они происходят из одной и той же схемы выбросов ПГ и имеют соответствующий срок действия;

— не должна добавлять или вычитать углеродные компенсации или другие виды углеродных кредитов из инвентаризации прямых или косвенных выбросов организации.

Организация может сообщать о ПГ, хранящихся в накопителях для ПГ.

10 Роль организации в деятельности по верификации

Организация может принять решение о проведении верификации.

Для беспристрастного и объективного рассмотрения информации о выбросах и поглощениях ПГ организация должна провести верификацию, соответствующую потребностям предполагаемого пользователя. Принципы и требования описаны в ИСО 14064-3.

Требования к органам по верификации описаны в ИСО 14065.

Требования к компетентности рабочих групп по валидации и верификации описаны в ИСО 14066.

Приложение А

(справочное)

Процесс консолидации данных

A.1 Общие положения

Организациям рекомендуется использовать ISO/TR 14069 в качестве дополнительного руководства по применению подходов к консолидации и работе с двойным учетом.

При установлении своих организационных границ организации следует первоначально определить предполагаемое использование инвентаризации ПГ с учетом действующих в организации политик, стратегий или программ по ПГ, операционной деятельности и объектов, чтобы определить источники ПГ, которые она может контролировать, и те, на которые может влиять.

Предполагаемое использование инвентаризации может помочь в определении границ организации (см. H.1). При разработке системы количественной оценки и отчетности по ПГ организации следует обеспечить соответствие системы данных совокупности требований к отчетности. Данные по ПГ должны регистрироваться и количественно оцениваться по источнику, поглотителю и типу, по крайней мере, на уровне объекта. Такие данные должны храниться в детализированном виде, чтобы обеспечить максимальную гибкость в соблюдении ряда требований к отчетности. Консолидацию информации можно провести по мере необходимости.

Если выбросы и поглощения ПГ определяют количественно для конкретного объекта и согласно предполагаемому использованию инвентаризации ПГ, то следует выбрать один из двух подходов, описанных в A.2 и A.3 для руководства и помощи при консолидации данных объекта на уровне организации.

Там, где возможно, организациям следует соблюдать уже установленные организационные границы в части финансовой отчетности, при условии, что они четко разъяснены и последовательно соблюдаются. Когда применяются эти подходы, следует руководствоваться основополагающим принципом «приоритета содержания над формой». То есть выбросы и поглощения ПГ следует определять количественно и отчитываться о них в соответствии с реальным состоянием организации и экономической реальностью, не ограничиваясь юридической формой организации.

A.2 Консолидация на основе управления

В соответствии с подходом на основе контроля организация отвечает за все 100% выбросов или поглощений ПГ от операционной деятельности, над которой организация осуществляет контроль. Организация не несет ответственности за выбросы или поглощения ПГ, возникших в ходе операционной деятельности, в которой она имеет долю, но которую не может контролировать. Контроль может осуществляться с точки зрения как финансовой, так и операционной деятельности. При использовании такого подхода, основанного на контроле, для консолидации выбросов или поглощений ПГ организация может выбирать критерии либо операционного контроля, либо финансового контроля.

Организация имеет финансовый контроль над деятельностью, если она может влиять на финансовую или хозяйственную политику с целью получения экономических выгод от деятельности. Организация имеет операционный контроль над деятельностью, если она или одна из ее дочерних компаний имеют полномочия по внедрению и реализации соответствующих планов на операционном уровне.

A.3 Консолидация на основе долевого участия

Долевое участие — это процент экономической доли в объекте или прибыли, получаемой от него. Этот подход к консолидации повышает удобство использования информации о ПГ для различных пользователей, и нацелен отражать, по мере возможности, подход, принятый в стандартах по финансовому учету и отчетности. Подход на основе долевого участия может быть особенно полезен для транснациональных компаний, работающих в ряде различных юрисдикций, с целью проведения инвентаризации ПГ.

Консолидация на уровне организации на основе долевого участия требует установления доли владения в каждом объекте и учета этой доли при расчете выбросов и поглощений ПГ на соответствующих объектах, включая использование соглашений о разделе продукции.

Приложение В

(справочное)

Классификация прямых и косвенных выбросов

В.1 Общие положения

Для упрощения идентификации источников и обеспечения согласованности в отчетности по инвентаризации ПГ выбросы ПГ суммируются в категории.

Каждая категория может быть дополнительно разделена на подкатегории в зависимости от предполагаемого пользователя и других факторов.

В.2 Категория 1. Прямые выбросы и поглощения парниковых газов

В.2.1 Краткое описание

Прямые выбросы и поглощения ПГ возникают из источников или поглотителей ПГ внутри организационных границ и источников, которыми владеет или управляет организация. Источники могут быть стационарными (например, нагреватели, электрические генераторы, промышленные процессы) или передвижными (например, транспортные средства).

В.2.2 Примеры разделения на подкатегории и идентификации соответствующих источников и поглотителей парниковых газов

a) Прямые выбросы от стационарных установок сжигания, которые являются следствием сжигания любого типа топлива (ископаемого или биомассы) на стационарном (неподвижном) оборудовании, например, в нагревателях, газовых турбинах, котлах. Это может использоваться для производства тепла и пара, а также для совершения механической работы.

b) Прямые выбросы от передвижных установок сжигания, которые являются следствием сжигания топлива в транспортных средствах, например, в двигателях автомобилей, грузовиках, кораблях, самолетах, локомотивах, автопогрузчиках.

Выбросы в результате использования транспортных средств, не включенных в границы организации, следует указывать как «косвенные выбросы», происходящие в результате деловых поездок, доставки сотрудников к месту работы, перевозки клиентов и посетителей, лизинговых активов и т.п.

c) Прямые технологические выбросы ПГ и поглощения ПГ от производственных процессов.

Примечание 1 — Примеры производственных процессов, которые приводят к прямым технологическим выбросам ПГ, включают, но не ограничиваются этим: производство цемента и извести, химическое производство, производство и переработка нефти и газа, а также процессы без сжигания, связанные с предотвращением, замещением, разложением, уничтожением или уменьшением промышленных выбросов ПГ (например,

), и процессы очистки, связанные с улавливанием и хранением углерода (например, системы улавливания на основе раствора аминов).

d) Прямые неорганизованные (летучие) выбросы при выделении ПГ в антропогенных системах.

Примечание 2 — Прямые неорганизованные выбросы могут производиться системами, в которых извлекают, обрабатывают, хранят и передают горючие ископаемые виды топлива (например, фланцы, клапаны, сварные и резьбовые соединения); в результате утечек из оборудования (например, систем охлаждения); от сельскохозяйственных процессов (например, от гниения и брожения, навоза, домашнего скота, применения азотистых удобрений); и в результате неконтролируемого разложения отходов веществ на таких источниках, как объекты размещения отходов, установки компостирования, водоочистные сооружения, и в других процессах обращения с отходами.

Примечание 3 — Выбросы от сжигания в факелах или вентиляции количественно определяются как «прямые выбросы». Выбросы от сжигания в факелах или вентиляции могут быть намеренными или случайными. Примеры включают: предусмотренные технологией выбросы

или

, содержащие природный газ или углеводородный газ (за исключением дымовых газов от стационарного сжигания), в атмосферу через прокладки или вентиляционные трубы; при продувке оборудования во время технического обслуживания; и прямую вентиляцию газа, используемого как рабочая среда (например, для пневмооборудования).

Примечание 4 — Намеренное обращение вспять (обратно) процесса поглощения углерода, например, встречное горение для остановки лесных пожаров, количественно определяют как антропогенные биогенные выбросы (отрицательное поглощение) и указывают в отчете в соответствии с приложением D. Преднамеренная ликвидация поглощения углерода, например, встречное выжигание для предотвращения будущих лесных пожаров, количественно определяется как антропогенные биогенные выбросы (отрицательное поглощение) и сообщается в соответствии с приложением D.

e) Прямые выбросы и поглощения ПГ от землепользования, изменения землепользования и лесного хозяйства (ЗИЗЛХ), которые охватывают все ПГ, от живой биомассы до органического вещества в почве. Согласно руководящим указаниям МГЭИК [15], выбросы можно оценить по шести основным категориям землепользования (лесные земли, пахотные земли, пастбища, водно-болотные угодья, поселения, другие земли) и ряду накопителей углерода (живая надземная биомасса, живая подземная биомасса, валежник, лиственная подстилка, органическое вещество почвы). Изменение запасов углерода может произойти при переводе землепользования с одной категории на другую (например, перевод лесных земель в пахотные земли) или в пределах одной категории землепользования (например, перевод природного леса в лесное хозяйство, перевод обрабатываемых земель в необрабатываемые). Поглощение ПГ возникает при увеличении запаса углерода в накопителях. Выбросы возникают, когда происходит сокращение (запасов) и при выбросе

Варианты методик проведения количественной оценки выбросов. Выбросы

и связанные с ЗИЗЛХ возникают после того, как были предприняты меры, которые привели к изменениям в запасах углерода. Период времени после такого действия обычно устанавливается на уровне 20 лет. Таким образом, организации могут количественно оценить либо все выбросы, связанные с конкретным действием (по общим изменениям запасов углерода), либо ежегодные выбросы (1/20 от всех изменений запасов углерода). Если выбран второй вариант, выбросы следует указывать в отчете «каждый раз» во время 20-летнего периода.

Примечание 5 — В отношении выбросов и поглощений ПГ, связанных с морскими зонами, имеется очень ограниченная информация.

В.3 Категория 2. Косвенные выбросы парниковых газов от импортированной энергии

В.3.1 Краткое описание

Эта категория включает только выбросы ПГ от сжигания топлива с целью получения энергии и от коммунальных услуг, таких как электричество, тепло, водяной пар, охлажденный и сжатый воздух. Она исключает все выбросы от предшествующих этапов производства (от входа до выхода электростанции), связанные с топливом, выбросы при строительстве электростанции и выбросы, относящиеся к потерям при транспортировании и распределении.

Примечание — Приложение E описывает требования к учету импортируемой и экспортируемой электроэнергии.

В.3.2 Примеры разделения на подкатегории и идентификации соответствующих источников и поглотителей

a) Косвенные выбросы от импортируемой электроэнергии, включая выбросы ПГ, связанные с производством и потреблением электроэнергии, импортируемой организацией.

b) Косвенные выбросы от импортируемой энергии, включая выбросы ПГ, связанные с производством энергии, потребляемой организацией через физическую сеть (пар, тепло, охлаждение и сжатый воздух), исключая электроэнергию.

В.4 Категория 3. Косвенные выбросы парниковых газов от транспорта

В.4.1 Краткое описание

Выбросы ПГ возникают из источников, расположенных за пределами организационных границ. Данные источники являются передвижными и, главным образом, обусловлены сжиганием топлива на транспорте. В случае актуальности категория также включает выбросы, связанные:

— с утечками холодильного газа (например, транспортирование охлажденных товаров, кондиционеры);

— выбросами на предшествующих этапах хозяйственной цепочки, связанные с производством топлива и транспортированием/распределением топлива;

— строительством транспортного оборудования (транспортные средства и инфраструктура).

Данная категория включает все виды перевозок людей и товаров (железнодорожные, морские, воздушные и автомобильные). Если транспорт находится в собственности или под контролем организации, то выбросы должны учитываться в категории 1 (B.2) как прямые выбросы.

Варианты методик количественной оценки: согласно подходу к консолидации, выбранному организацией, выбросы от арендованных (лизинговых) транспортных средств могут сообщаться либо в данной категории, либо в категории косвенных выбросов ПГ от услуг, используемых организацией (B.5.3).

Пример — Когда предоставляющая отчет организация берет транспорт в лизинг (как лизингополучатель):

— если выбран подход с использованием финансового контроля, то выбросы от транспортных средств указываются как косвенные;

— если выбран подход с использованием операционного контроля, то выбросы от транспортных средств указываются как прямые.

При выборе варианта следует обратить внимание на вопросы, связанные с пропусками или двойным учетом.

Примечание — Выбросы ПГ от воздушных судов при определенных условиях на большой высоте имеют дополнительное воздействие на климат в результате физических и химических реакций с атмосферой. Дополнительную информацию по выбросам ПГ от воздушных судов см. в руководящих указаниях МГЭИК [15].

В.4.2 Примеры разделения на подкатегории и идентификации соответствующих источников и поглотителей

a) Выбросы в результате перевозки и распределения товаров на предшествующих этапах хозяйственной цепочки — это выбросы, которые появляются от услуг грузоперевозок, оплачиваемых организацией.

Возможные варианты методик количественной оценки выбросов: объемы перевозок могут включать либо последний этап транспортных услуг от поставщика к организации, либо всю транспортную деятельность по всей цепочке поставок.

При выборе варианта следует обратить внимание на взаимодействие с категорией косвенных выбросов ПГ от продукции, используемой организацией (см. B.5) (а именно, на вопросы пропуска и двойного учета).

На рисунке B.1 приведен пример двойного учета между категориями.

Примечание — Взято из ISO/TR 14069:2013, рисунок 3.

Рисунок B.1 — Пример двойного учета между категориями

b) Выбросы в результате перевозок и распределения товаров на предшествующем этапе хозяйственной цепочки — это выбросы, которые появляются от обслуживания грузоперевозок, производимых за счет первых покупателей или других покупателей во всей цепочке поставок, но не оплачиваемых организацией.

Применяются те же варианты методик количественной оценки, что и для выбросов на последующих этапах перевозок и распределения товаров.

c) Выбросы от перевозок работников, включая выбросы, относящиеся к доставке работников от дома до рабочего места. Удаленная работа может повлечь большее потребление энергии на обогрев и охлаждение дома наемного работника и, таким образом, может учитываться в данной подкатегории.

d) Выбросы от перевозок клиентов и посетителей, включая выбросы, связанные с доставкой клиентов и посетителей к подотчетному объекту организации.

e) Выбросы от деловых поездок, главным образом, за счет сжигания топлива на транспорте. Пребывание в гостиницах может быть включено, если оно связано с командировками, т.е. пребывание при стыковке рейсов, при посещении конференции или в других деловых целях. Косвенные выбросы, возникающие во время командировок, если данные о них имеются и значимы, также должны быть включены в отчет.

В.5 Категория 4. Косвенные выбросы парниковых газов от продукции, используемой организацией

В.5.1 Косвенные выбросы парниковых газов от товаров, приобретенных организацией. Основные положения

Выбросы ПГ могут возникать из источников, расположенных вне границ организации и связанных с товарами, используемыми организацией. Эти источники могут быть стационарными или передвижными и связанными со всеми типами товаров, приобретаемых отчитывающейся организацией. Выбросы в основном обусловлены следующими этапами при подходе «от входа до выхода от поставщика» (полный производственный цикл от добычи сырья до выхода от поставщика):

— добыча сырья, сельскохозяйственная деятельность;

— транспортирование сырья/продукции между поставщиками;

— производство и переработка сырья.

Следует обратить внимание на то, чтобы не допускать двойного учета в других категориях/подкатегориях, например, в косвенных выбросах ПГ от транспортирования и услуг, приобретаемых организацией.

В.5.2 Примеры разделения на подкатегории и идентификации соответствующих источников и поглотителей

a) Выбросы от приобретенных товаров, которые являются выбросами, связанными с производством продукции. Поскольку сюда может входить широкий ассортимент продукции, дальнейшее подразделение может осуществить сам предполагаемый пользователь. Например, при разделении на подкатегории можно различать продукцию по типу материалов (стальных, пластиковых, стеклянных, электронных и т.д.) или по функциям в цепочке создания стоимости (продукт, связанный с производством, и продукт, не связанный с производством). Эта подкатегория включает выбросы, связанные с производством приобретаемой энергии (т.е. выбросы на предыдущем этапе хозяйственной цепочки, связанные с производством нефти и электроэнергии), которые не включены в категорию косвенных выбросов ПГ от энергетики (см. B.3).

b) Выбросы от основных средств — это выбросы товаров производственного назначения, закупаемых и амортизируемых организацией. К ним относятся товары, используемые организацией для производства продукции, предоставления услуг или продажи, хранения и поставки в торговые сети. Обычно основные средства имеют продолжительный срок эксплуатации, никогда не преобразуются и не перепродаются другой организации или потребителям. Эта подкатегория включает все выбросы предшествующего этапа от производства товаров промышленного назначения, закупленных или приобретенных отчитывающейся организацией.

Примерами основных средств служат оборудование, станки, здания, производственные объекты и транспортные средства. В финансовом учете основные средства производства учитываются как основные активы или завод, имущество, оборудование.

Варианты методик количественной оценки выбросов. Выбросы в рамках этой подкатегории могут включать либо общие выбросы, связанные с производством данных основных средств, либо только амортизируемую часть от общего объема выбросов (на основе правил бухгалтерского учета или срока службы). При выборе второго варианта выбросы в отчет следует включать пропорционально на протяжении всего периода амортизации.

Если

содержится как углерод в товарах в течение установленного времени, то хранение такого углерода должно учитываться в соответствии с методикой, описанной в ИСО 14067.

В.5.3 Косвенные выбросы парниковых газов от услуг, используемых организацией. Основные положения

Косвенные выбросы ПГ от услуг, используемых организацией, происходят из источников, расположенных вне организационных границ. Эти выбросы могут охватывать широкий диапазон услуг и связанных с ними процессов. Выбросы должны быть рассчитаны с помощью подхода «от входа до выхода от поставщика».

Предполагаемый пользователь может подразделить эту категорию для дифференциации и количественной оценки выбросов, связанных с различными типами услуг, используемых организацией, как описано в примерах, приведенных ниже.

В.5.4 Примеры разделения на подкатегории и идентификации соответствующих источников и поглотителей

a) Выбросы от утилизации твердых и жидких отходов зависят от характеристик отходов и обращения с ними. Типичными видами обращения являются захоронение, сжигание, биологическая очистка или процесс переработки. Основными выбросами являются

, а сопутствующими выбросами —

, образующийся при сжигании отходов или при биологической очистке.

Варианты методик количественной оценки выбросов. Выбросы от транспортирования отходов (от организации к объекту утилизации отходов) могут быть количественно определены либо в этой категории, либо в категории косвенных выбросов ПГ от транспорта (см. B.4). При выборе варианта следует обратить внимание на проблемы пропуска или двойного учета выбросов.

b) Выбросы от использования имущества формируются из выбросов от оборудования, арендованного организацией в отчетном году. Эта подкатегория применима только к организации, которая управляет арендованным имуществом (т.е. к арендаторам). Условия аренды зависят от характера арендуемого объекта, продолжительности срока аренды, финансовых и договорных условий. Можно выделить три основных типа аренды: финансовый лизинг, операционный лизинг и аренда по контракту. Организации следует обратить внимание на обеспечение отсутствия двойного учета с прямыми выбросами (например, от автопарка).

Организация, использующая метод операционного контроля для консолидации, может количественно оценить эти выбросы как прямые выбросы.

Примечание — Пример показан в B.2.2.

c) Выбросы от использования услуг, которые не описаны в указанных выше подкатегориях, включающие консалтинг, уборку помещений, техническое обслуживание, доставку почты, банковские услуги и т.д.

В.6 Категория 5. Косвенные выбросы парниковых газов, связанные с использованием конечной продукции организации

В.6.1 Основные положения

Выбросы или поглощения ПГ, связанные с использованием продукции организации, складываются из выбросов проданной организацией продукции на этапах ее жизненного цикла с момента завершения производственного процесса. Эти выбросы или поглощения ПГ могут покрывать очень широкий диапазон услуг и связанных с ними процессов.

В большинстве случаев организация не знает точную судьбу своей продукции на всех этапах ее жизненного цикла и, таким образом, должна определить правдоподобные сценарии для каждого этапа.

Эти сценарии должны быть четко пояснены в отчете.

В.6.2 Примеры разделения на подкатегории и идентификации соответствующих источников и поглотителей

a) Выбросы или поглощения ПГ на стадии применения продукции включают общие ожидаемые выбросы на протяжении всего жизненного цикла всей проданной продукции организации. Выбросы в этой подкатегории очень тесно связаны со сценариями этапов жизненного цикла. С общей точки зрения, чем ближе продукция к конечному продукту, тем легче определить сценарий. Например, для машиностроителя легче определить сценарий эксплуатации автомобиля (чтобы оценить его энергопотребление), чем для поставщика стали, у которого диапазон для сценариев применения его продукции гораздо шире.

Примечание — Руководящие указания приведены в ISO/TR 14069.

b) Выбросы от предоставленного в аренду имущества включают выбросы от эксплуатации имущества, которым владеет отчитывающаяся организация и которое сдает в аренду другим организациям в течение отчетного года. Эта подкатегория применима к арендодателям (т.е. к организациям, которые получают платежи от арендаторов).

c) Выбросы на конечном этапе жизненного цикла продукции включают выбросы, связанные с окончанием срока службы всей продукции, проданной организацией за отчетный год. Обычно источники выбросов и поглотители — это те, которые связаны с утилизацией твердых и жидких отходов (см. B.4.1). В то же время, на этапе использования продукта (см. B.5.1), организации следует определить «сценарии окончания срока службы». Следовательно, выбросы в этой подкатегории тесно связаны с этими сценариями.

d) Выбросы от инвестиций, главным образом, ориентированы на частные и государственные финансовые учреждения. Выбросы могут происходить от четырех видов операций: акционерный долг, инвестиционный долг, проектное финансирование и прочее.

В.7 Категория 6. Косвенные выбросы парниковых газов из других источников

Цель этой категории заключается в том, чтобы учесть отдельные выбросы (или поглощение) организации, которые невозможно отнести к какой-либо иной категории. Вследствие этого организация сама несет ответственность за определение содержания этой категории.

Приложение С

(справочное)

Руководство по выбору, сбору и применению данных для определения подхода к количественной оценке прямых выбросов парниковых газов

С.1 Общие положения

В соответствии с требованиями раздела 6 данное приложение содержит описание нескольких подходов, в которых основное внимание уделяется тому, как количественно оценить прямые выбросы ПГ (см. рисунок C.1). Примеры представлены для иллюстрации широкого диапазона практических методов, обычно используемых организациями.

Рисунок C.1 — Этапы подхода к количественной оценке

С.2 Руководство по выбору подхода к количественной оценке

См. 6.2. Подход к количественной оценке — это процесс получения данных и определения выбросов из источников и поглощений в поглотителях ПГ. Выбросы или поглощения ПГ можно определить путем измерений или моделирования. Это представлено на очень высоком уровне на рисунке C.1. Подход к количественной оценке специфичен для конкретного источника/поглотителя, а инвентаризация ПГ организации может содержать несколько различных подходов к количественной оценке.

Существует взаимосвязь между различными этапами конкретного подхода к количественной оценке. Подход к количественной оценке может меняться в зависимости от модели количественной оценки ПГ, влияющей на то, каким образом организации, возможно, придется выбирать, собирать и использовать различные типы данных для того, чтобы количественно оценить свои выбросы ПГ. Аналогично, в зависимости от того, насколько конечные расчеты ПГ удовлетворяют определенным условиям, касающимся точности, воспроизводимости и т.д., организации иногда приходится менять модель количественной оценки и процедуру сбора данных по ПГ (см. также ИСО 14033). Расчет выбросов или поглощений ПГ является этапом создания совокупности данных и моделей соответствующим образом, выполнения расчетов и агрегирования конечных результатов ПГ по рассматриваемым источникам выбросов и поглотителям ПГ.

Модели количественной оценки для прямых выбросов могут включать материальный баланс, периодические измерения выбросов, оценки и стандартный подход.

Подход к количественной оценке на основе измерений может включать системы непрерывного контроля выбросов (СНКВ) и системы мониторинга прогнозируемых выбросов (СМПВ).

Примечание — Что касается моделей прямых выбросов, таких как мониторинг или измерения, то модель по своей конструкции включается в структуру и работу измерительных технических устройств.

Данные можно классифицировать как первичные или вторичные данные (в зависимости от того, каков их источник), а также относящиеся или нет к конкретной площадке (в зависимости от того, получены они от первоначального источника или поглотителя выбросов). Тип данных, которые необходимо собрать, зависит от конкретной модели ПГ, зависящей от таких требований, как конечная допустимая неопределенность, наличие данных, стоимость, наличие предшествующих или других данных, или от иных факторов. Тип данных, которые обычно используются в качестве входных данных для различных подходов к количественной оценке, обычно включает помимо прочего:

a) данные о деятельности, такие как массовые и объемные значения, энергия и денежная стоимость;

b) теплотворную способность: нетто или брутто, часто используется в качестве исходных данных для более точных расчетов по сжиганию топлива и первичных данных и данных о деятельности для конкретной площадки;

c) коэффициент выброса (эмиссии), обычно выражается в

количественное выражение результата деятельности;

d) данные о компонентном составе, обычно выражаемые через содержание углерода, часто используются для более высокой точности первичных и специфических для конкретной площадки расчетов коэффициентов выбросов;

e) коэффициенты окисления;

f) коэффициенты преобразования, перевода;

g) выбросы, обычно на основе материального баланса за определенный период (например, час);

h) денежную стоимость, обычно суммы, израсходованные на определенные продукцию, материалы или услуги.

Зачастую некоторые из этих данных включены в допущения модели. Иногда данные необходимо собирать на площадке в качестве первичных данных. Это будет зависеть от допустимых требований к приемлемой неопределенности (погрешности), которые могут быть отражены в различных уровнях применения модели (см. пример 1).

Пример 1 — Примеры для иллюстрации

Сжигание топлива является наиболее распространенным процессом, ведущим к прямым выбросам

. Тем не менее, подходы к количественной оценке выбросов при сжигании могут варьироваться от очень простых до самых сложных. Это часто отражается в системах уровней, представляющих некоторые из ключевых вариантов, которые может выбрать организация при определении подхода к количественной оценке. Ниже приведен пример двух разных уровней, простого и сложного.

Простой уровень: данные о деятельности (количество топлива) собирают по полученным поставкам топлива. Исходя из этого, общее количество за год вычисляют, суммируя количества поставленного топлива. Коэффициент выбросов по топливу берут из значений по умолчанию, указанных в отчете МГЭИК. Количество несожженного углерода не учитывается так же, как выбросы других газов (например,

). Выбросы рассчитываются как результат умножения годового объема топлива, взятого из товарных накладных, на коэффициент выбросов по умолчанию.

Сложный уровень: объем расхода природного газа непрерывно фиксируется посредством двух параллельных измерительных систем, оснащенных турбинным газовым расходомером, совместно с показаниями температуры и давления и электронным устройством для преобразования измерений в объем газа (нм

), с общей неопределенностью <1,5%. Коэффициент выбросов определяют с помощью газового хроматографа, рассчитанного на определение компонентного состава в пробах природного газа. Эта система отбирает от четырех до восьми проб в час и соответствует требованиям ИСО 10715. Ежедневно и ежечасно вычисляют коэффициенты выбросов (в тоннах

/низшая теплота сгорания) на основе измеренного % состава

и десяти других газов, присутствующих в объеме газа. Измерительная система самокалибруется ежедневно и подлежит регулярным ежемесячным калибровкам. Все калибровочные газы сертифицируют по ИСО/МЭК 17025, а эксплуатация газового хроматографа осуществляется организацией, сертифицированной на соответствие ИСО 9001. Кроме того, аккредитованная по ИСО/МЭК 17025 лаборатория ежегодно проводит валидацию газового хроматографа в соответствии с ИСО 10723.

Чтобы определить релевантность источников, организации следует рассмотреть каждый принцип, указанный в разделе 4. Утвердительные ответы на следующие вопросы указывают на релевантность источника:

— применимость: Требуется ли количественно определять и указывать в отчете источник/поглотитель, чтобы удовлетворить нужды предполагаемого(ых) пользователя(ей), отдельно либо в сочетании с другими источниками?

— полнота: Требуется ли включать источник/поглотитель в инвентаризацию, чтобы в ней были включены все соответствующие источники?

— согласованность: Утратит ли пользователь возможность произвести значимые сравнения данных, относящихся к ПГ по данной инвентаризации или по инвентаризациям ПГ сходных организаций, следуя текущему учету ПГ и методу отчетности, если источник/поглотитель был исключен?

— точность: Является ли источник/поглотитель, сам по себе или в сочетании с другими источниками, необходимым для того, чтобы итоговые показатели инвентаризации были в достаточной мере свободны от неопределенности?

— прозрачность: Помешает ли источник/поглотитель или множество источников и поглотителей, без раскрытия и обоснования, предполагаемым пользователям принимать решения с разумной уверенностью? Будет ли достаточной и пригодной раскрытая информация в отношении ПГ, чтобы позволить предполагаемым пользователям принимать решения с разумной уверенностью?

С.3 Руководство по выбору и сбору данных, используемых для количественной оценки

См. 6.2.2. Характеристики данных компания может выбрать в соответствии с существующими практикой компании, отраслевой практикой, лучшими практиками, требованиями заинтересованных сторон, или они могут быть предписаны нормативными документами.

Организации следует использовать первичные данные о деятельности или базовые данные, чтобы разработать данные о деятельности на конкретной площадке, обычно характеризуемые как данные более высокого качества. Если данных о деятельности на уровне площадки (или базовых данных) не имеется, следует использовать оценочные данные о деятельности из справочной литературы или признанных баз данных (вторичные данные).

Организация должна установить, документировать, внедрить и поддерживать письменные процедуры для деятельности по передаче данных для мониторинга и отчетности по выбросам ПГ. Она должна обеспечить, чтобы годовой отчет о выбросах, полученный в результате деятельности по обмену данными, не содержал искажений и соответствовал документации, требуемой в 5.1 (см. ИСО 14033).

Письменные процедуры в отношении передачи данных должны, по крайней мере, охватывать следующие элементы:

a) идентификация источников первичных данных;

b) каждый шаг в передаче данных от первичных данных до ежегодных выбросов, отражающий последовательность и взаимодействие между действиями по передаче данных;

c) этапы обработки, касающиеся каждого действия по передаче конкретных данных, включая формулы и данные, используемые для определения выбросов;

d) соответствующие используемые электронные системы обработки и хранения данных, а также взаимодействие между такими системами и другими входными данными, включая ручной ввод;

e) описание способа регистрации результатов действий по передаче данных.

С.4 Данные по конкретной производственной площадке

С.4.1 Общие положения

Следует собирать данные по конкретной площадке, отражающие прямые выбросы/поглощения ПГ процессов/объектов, находящихся под финансовым или операционным контролем организации, проводящей инвентаризацию ПГ

Также следует использовать данные по конкретной площадке там, где это практически возможно, для тех процессов, которые вносят значительный вклад в косвенные выбросы/поглощение ПГ, но при этом не находятся под финансовым или операционным контролем организации, проводящей инвентаризацию ПГ и выпускающей отчет.

Примечание — Данные по конкретной площадке относятся либо к прямым выбросам ПГ (определенным методами прямого измерения, стехиометрии, материально-сырьевого баланса или аналогичными методами), либо к данным о деятельности (входы и выходы процессов, дающих выбросы или поглощение ПГ) или расчетным коэффициентам, таким как коэффициенты выбросов и коэффициенты окисления.

Данные по конкретной площадке можно собрать на производственной площадке, оборудовании или усреднить по производственным площадкам/оборудованию с аналогичными функциями. Они могут быть измерены и смоделированы.

С.4.2 Анализ и отбор проб

В подборке данных для конкретной площадки организации следует предусмотреть проведение анализа, отбора проб, калибровок и валидаций для определения данных для количественной оценки на основе методов, установленных признанными международными или национальными стандартами. Там, где не существует опубликованных стандартов, следует использовать проекты стандартов, руководящие указания по лучшим практикам в промышленности или другие научно обоснованные методы, ограничивая систематическую погрешность отбора проб и измерений.

Использование результатов анализа должно предусматривать применимость результата. Например, результаты следует использовать только для партии топлива или материала, от которой отбирали пробы и для которой они считались представительными. Результаты нескольких анализов за заданный период можно объединить для определения конкретного параметра, используемого для расчета выбросов. Например, за определенный месяц цементный завод мог регулярно отбирать пробы сырья известняка, выполнять анализ содержания в нем CaO и применять средний результат в расчете выбросов от всего объема кальцинирования известняка за этот месяц.

Там, где данные по конкретной площадке определяют путем анализа, наилучшей практикой является регистрация плана отбора проб в виде письменной процедуры для каждого топлива или материала. В эту процедуру следует включить информацию о методиках подготовки проб, информацию об обязанностях, местоположениях, частоте и количестве, а также методы хранения и транспортирования проб. Полученные пробы должны быть представительными для конкретной партии или периода поставки и не иметь систематической погрешности. Если аналитические результаты указывают, что неоднородность топлива или материала значительно отличается от первоначально ожидаемой, может потребоваться корректировка первоначального плана отбора проб.

Минимальную частоту отбора проб и проведения анализов следует определять на основе желательной точности для количественного метода. Задание минимальной требуемой частоты может потребовать специального изучения для оценки изменчивости материалов или рассмотрения исторических данных, которые могут охарактеризовать естественную изменчивость, нормативных требований и экспертной оценки.

С.4.3 Лаборатории

Организации следует добиться, чтобы лаборатории, привлекаемые к проведению анализа по определению данных по конкретной площадке, были аккредитованы на применение соответствующих аналитических методик в установленном порядке. Иногда применение полностью аккредитованных лабораторий по конкретным нормам невозможно или приводит к неоправданным расходам, в случае чего рекомендуется продемонстрировать, что выбранная лаборатория обладает специальной технической компетентностью для проведения точных анализов для данных по конкретной площадке.

С.4.4 Калибровка

Организации следует обеспечить калибровку средств измерений, по крайней мере с минимальной частотой, установленной изготовителем, чтобы приборы работали без ошибок и в пределах требуемого диапазона.

С.4.5 Пробелы в данных

Там, где данные, требующиеся для количественного определения выбросов/поглощений от источника/поглотителя отсутствуют, следует использовать соответствующий метод оценки для определения консервативных замещающих данных для соответствующего периода времени и отсутствующего параметра. Наилучшей практикой является установление метода оценки в письменной процедуре.

С.4.6 Хранение данных

Наилучшей практикой является хранение записей всех соответствующих данных и информации, используемых в подходе к количественной оценке, в соответствии с 6.2. Требующие сохранения данные могут включать:

a) данные о деятельности;

b) перечень всех используемых по умолчанию значений;

c) полный набор проб и результатов анализа для определения данных по конкретной площадке;

d) документацию обо всех существенных изменениях в подходе к количественной оценке;

e) результаты калибровки и технического обслуживания средств измерений;

f) документацию, обосновывающую выбор подхода к количественной оценке;

g) все оценки неопределенности, где применимо, а также данные, используемые для анализа неопределенности подхода к количественной оценке;

h) подробное техническое описание системы непрерывных измерений, если применяется;

i) необработанные и суммированные данные от системы непрерывных измерений, включая документацию изменений во времени, журнал регистрации испытаний, простоев, калибровок, технического обслуживания и ремонта и документацию всех изменений в системе непрерывных измерений.

Организация может быть обязана вести учет в течение определенного количества лет, если законом от нее требуется отчет о своих инвентаризациях ПГ. Обычной практикой является хранение информации в течение 10 лет.

С.5 Данные, не относящиеся к конкретной площадке

В инвентаризации ПГ следует использовать данные, которые снижают систематическую погрешность и неопределенность, насколько это практически возможно, путем использования имеющихся данных наилучшего качества. В этом смысле данные по конкретной площадке в общем случае более предпочтительны по сравнению с данными, не относящимися к конкретной площадке.

Там, где сбор данных по конкретной площадке не возможен практически, следует использовать первичные данные на основе глобальных или региональных средних, собранных международными и региональными организациями и прошедших верификацию третьей стороной.

Вторичные и первичные данные, которые не относятся к конкретной площадке, следует использовать только в качестве входных данных тогда, когда сбор данных по конкретной площадке невозможен практически, или для процессов минимальной важности, и они могут включать данные из справочных источников (например, коэффициенты выбросов по умолчанию), расчетные данные, оценки или другие представительные данные.

В случае данных, не относящихся к конкретной площадке, организации следует хранить подробные записи значений и источников, используемых для коэффициентов расчета (коэффициентов выбросов, коэффициентов окисления, потенциалов GWP и т.д.), и причины их выбора, в соответствии с 6.2 (документация о подходе к количественной оценке).

С.6 Руководство по выбору или разработке модели количественной оценки парниковых газов

См. 6.2.3. Выбор модели в значительной мере зависит от степени точности и стоимости, считающихся приемлемыми для определения выбросов/поглощений ПГ из источника, учитывая его значимость. Точность и стоимость зачастую, но не всегда, взаимно противоречат, т.е. повышение уровня точности требует более дорогостоящих решений. Однако эта зависимость не является линейной, и часто существуют большие возможности для повышения точности без значительного увеличения стоимости.

На стоимость напрямую влияют:

a) системы мониторинга, применявшиеся для контроля процессов (предшествующая практика);

b) требования к качеству данных для достижения с помощью определенной модели ПГ и к заданной неопределенности для количественного подхода;

c) рыночные условия, такие как доступность местных поставщиков, которые могут обеспечить за разумную плату калибровку, техническое обслуживание и ремонт оборудования.

Как правило, передовой практикой также является соблюдение обязательных требований, установленных в стране или регионе для мониторинга выбросов и поглощений ПГ, поскольку эти требования должны оцениваться экспертами и признаны соответствующими балансу между промышленной практикой на местах и необходимой точностью для количественной оценки выбросов и поглощений ПГ на местном уровне.

В то же время существует возможность такого устройства промышленных систем, при котором по требованиям к управлению процессами или по соображениям охраны здоровья и труда не выполняются требования стандартной практики регулирования. В этом случае может возникнуть потребность в исследовании надежности существующей практики и оценке неопределенности конкретного количественного подхода для того, чтобы определить его эквивалентность признанным и/или нормативным методам количественной оценки. Поступая таким образом, организация может применить принципы и методы Руководства ИСО/МЭК 98-3 при выполнении оценки неопределенности. Обычно приемлемы более высокие уровни точности, а более низкие следует обосновывать. Например, типичным обоснованием являются неоправданные затраты.

При выборе модели должны учитываться количественные и качественные аспекты вводимых данных, а именно:

— точность: точность собранных данных должна соответствовать модели ПГ и конечной неопределенности, требуемой подходом к количественной оценке;

— частота: следует собирать данные с приемлемой частотой, способной уловить изменчивость процесса, которая может привести к различиям в выбросах;

— своевременность: данные должны отражать реальное положение дел того временного периода, для которого они используются для характеристики выбросов; в противном случае эти данные следует отмечать как допущения или оценку;

— полнота: ряд данных за рассматриваемый период должен быть полным, с соблюдением установленной периодичности сбора данных;

— контроль: находятся ли средства измерений под контролем (в управлении) пользователя и, если нет, можно ли получить информацию об этих устройствах;

— достоверность: данные достоверны, если они соответствуют определенным требованиям. Достоверность данных может быть предметом внешней верификации. Например, установленное средство измерения будет давать надежные результаты только в пределах его диапазона измерений. При работе вне указанного диапазона выходные данные прибора не могут считаться достоверными.

Все перечисленные выше аспекты влияют на точность, стоимость, техническую реализуемость и воспроизводимость подхода к количественной оценке.

Например, в большинстве случаев для относительно малых источников выбросов бывает достаточным документировать данные о деятельности через фактическое количество поставляемого топлива. В этом случае оператор источника может не контролировать средства измерений, используемые для мониторинга данных о деятельности. Контроль средств измерений лежит в зоне ответственности поставщика или фактического производителя топлива. При условии, что сделки осуществляются на законных основаниях, можно предположить, что для любого средства измерений соблюдается необходимый стандартный минимум требований к неопределенности измерений, калибровке, стабильности результатов измерений и т.д. в пределах конкретной юрисдикции. Такая практика опирается на измерительную систему поставщика, значительно снижает затраты и улучшает техническую осуществимость количественного определения и отчетности по ПГ.

Другие ситуации, в которых необходимо рассмотреть проблемы стоимости и реализуемости, включают:

— переход с расчетных значений по умолчанию на значения для конкретной площадки;

— увеличение частоты сбора данных и анализов для каждого источника/поглотителя;

— ситуации, в которых конкретная задача измерения не подпадает под государственный метрологический надзор, допускается замена средств измерений приборами, соответствующими требованиям государственного метрологического надзора для конкретной юрисдикции;

— сокращение интервалов между калибровками и техническим обслуживанием средств измерений;

— для определения данных по конкретной площадке использование лабораторий, которые могут продемонстрировать компетентность и способность получения технически достоверных и точных результатов, или использование внешних лабораторий, аккредитованных на определение данных по конкретной площадке;

— улучшение действий по передаче данных и контролю со значительным снижением присущего риска или риска, связанного с внутренним контролем.

С.7 Расчет выбросов и поглощений парниковых газов

См. 6.3. Конечное количество выбросов/поглощений ПГ будет иметь конкретную неопределенность, которая должна находиться в рамках предельных значений, установленных организацией. В соответствии с 7.3 организации следует оценивать неопределенность, связанную с подходами к количественной оценке (например, данные для количественного определения и моделей), и проводить оценку, определяющую неопределенность на уровне категории выбросов из инвентаризации ПГ.

Источниками неопределенности могут быть:

a) параметры (или расчетные коэффициенты), например, коэффициенты выбросов, данные о деятельности;

b) неопределенность сценария, например, сценариев этапов использования или этапов окончания срока службы;

c) неопределенность, присущая модели.

Приложение D

(обязательное)

Учет биогенных выбросов парниковых газов и поглощений

В настоящем приложении приведены требования и руководство по учету биогенных выбросов ПГ и поглощений

Антропогенные биогенные выбросы и поглощения ПГ являются результатом деятельности человека. Антропогенные биогенные выбросы ПГ (например,

) могут быть результатом сжигания биомассы, а также других процессов (например, аэробного и анаэробного разложения биомассы и органического вещества почвы).

Антропогенные биогенные выбросы и поглощения

необходимо оценивать количественно и указывать в отчете отдельно от других антропогенных выбросов. Антропогенные биогенные выбросы и поглощения других ПГ (например,

) необходимо оценить количественно и указать в отчете как антропогенные.

Неантропогенные биогенные выбросы ПГ и поглощения

, произошедшие в результате стихийных бедствий (например, лесных пожаров или нашествий насекомых) или естественной эволюции (например, рост, разложение) можно определить количественно, и в этом случае они должны быть указаны в отчете отдельно.

В приложении B приводится руководство по количественной оценке конкретных/отраслевых выбросов ПГ.

Приложение Е

(обязательное)

Учет данных по электроэнергии

Е.1 Общие положения

В данном приложении представлены требования и руководство по учету данных об импортированной электроэнергии, потребленной организацией извне, и об электроэнергии, произведенной организацией и экспортированной (переданной вовне).

Требования и руководство, описанные ниже в отношении электроэнергии, также применимы к потребленным и переданным теплу, водяному пару, охлаждающему и сжатому воздуху.

Е.2 Учет данных по импортированной электроэнергии

Е.2.1 Общие положения

Выбросы от импортированной электроэнергии должны быть определены организацией количественно с использованием подхода на основе местоположения путем применения коэффициента выбросов, который наилучшим образом характеризует соответствующую энергосистему, т.е. выделенную линию передачи, местный, региональный или национальный коэффициент выбросов в среднем по энергосистеме. Усредненные по энергосистеме коэффициенты выбросов должны относиться к выбросам отчетного года, при наличии, или в противном случае самого последнего года. Усредненные по сети коэффициенты выбросов для импортированной электроэнергии должны быть основаны на усредненной структуре потребления из энергосистемы, откуда потребляется электроэнергия.

Коэффициенты выбросов могут также включать другие косвенные выбросы, связанные с производством электроэнергии, такие как:

— потери при передаче и распределении;

— другие процессы жизненного цикла, использованные при производстве электроэнергии, например добыча топлива, транспортирование и приготовление топлива, и/или процессы, используемые при производстве основного оборудования для генерации электроэнергии.

Включение косвенных выбросов следует определить количественно, задокументировать и указать в отчете отдельно (см. B.4.1).

Примечание — Подход на основе местоположения — это метод количественного определения косвенных выбросов от энергии на основе средних коэффициентов выбросов от производства энергии для определенного географического местоположения, включая местные, региональные или национальные границы.

Е.2.2 Дополнительная информация

При использовании договорных инструментов при закупке электроэнергии организация может использовать рыночный подход, при условии, что договорные инструменты соответствуют следующим критериям качества:

— обеспечивают предоставление информации, связанной с единицей поставленной электроэнергии, вместе с характеристиками генератора;

— обеспечивают уникальное требование (обязательство);

— отслеживаются и погашаются, выбывают или аннулируются отчитывающейся организацией или от ее имени;

— рыночный подход максимально приближен к периоду, к которому применяется договорной инструмент, и включает соответствующий промежуток времени;

— производство находится в стране или в границах рынка, где происходит потребление, если энергосистема взаимосвязана.

Для производств, расположенных в небольших островных развивающихся государствах (SIDS), подход на основе рынка можно использовать для количественной оценки выбросов ПГ, относящихся к потреблению электроэнергии для таких процессов, независимо от взаимосвязанности сетей.

Примечание 1 — SIDS определены ООН [22].

Если организация использует указанные договорные инструменты для определения выбросов ПГ, включая сертификаты на возобновляемую энергию, такие сделки необходимо документировать и указывать в отчете отдельно (см. раздел 9).

Примечание 2 — Договорные инструменты представляют собой любой тип контракта между двумя сторонами на куплю-продажу энергии в комплекте с характеристиками производства энергии или на право использования характеристик энергии.

Пример — Договорные инструменты могут учитывать сертификаты энергетических показателей, REC, GO, PPA, сертификаты на экологически чистую (зеленую) энергию, интенсивность выбросов на уровне поставщика и т.д.

Примечание 3 — Подход на основе рынка представляет собой метод количественного определения косвенных выбросов от энергии отчитывающейся организации на основе выбросов ПГ от генерации, у которой отчитывающаяся организация покупает электроэнергию по контракту в комплекте с договорными обязательствами или отдельно договорные обязательства.

Е.3 Учет данных по экспортируемой (передаваемой вовне) электроэнергии

Термин «экспортируемая» относится к электроэнергии, которую организация поставляет потребителям за свои организационные границы.

Прямые выбросы ПГ от выработки электроэнергии, экспортируемой или распределяемой организацией, могут указываться в отчете отдельно, но не должны вычитаться из общих прямых выбросов организации.

Приложение F

(справочное)

Структура и организация отчета по парниковым газам

Чтобы обеспечить полноту, согласованность и удобочитаемость, организации следует рассмотреть составление отчета по следующим разделам:

a) раздел 1. Общее описание целей организации и целей инвентаризации ПГ

Этот раздел включает описание отчитывающейся организации, ответственных лиц, цели отчета, предполагаемых пользователей, политики распространения, отчетный период и частоту представления отчетов, данных и информации, включенных в отчет (перечень ПГ, учтенных и объясненных), и заявления организации о верификации;

b) раздел 2. Границы организации

Этот раздел включает описание и обоснование границ и методов консолидации;

c) раздел 3. Границы отчетности

Этот раздел включает описание и обоснование учитываемых категорий выбросов;

d) раздел 4. Количественные данные выбросов и поглощений ПГ

Этот раздел включает результаты количественно определенных значений выбросов и поглощений, описание используемых методов, данных о деятельности, ссылки и/или пояснение, и/или документацию о коэффициентах выбросов и поглощений, неопределенности и влияние на точность результатов (детализированных по категории), а также описание запланированных действий по снижению неопределенности для будущей инвентаризации;

e) раздел 5. Инициатива по сокращению выбросов ПГ и отслеживание внутренних показателей

Организация может включить в отчет инициативы по сокращению ПГ и результаты отслеживания внутренних показателей.

Пример шаблона для отчета приведен на рисунке F.1.

Рекомендуемый формат консолидированного заявления по выбросам ПГ (значения показаны только для примера)


Компания, предоставляющая отчет	Наименование
Лицо или подразделение, ответственные за отчет	ФИО	Контактные данные
Отчетный период	с		по

Границы организации	Документ прилагается
Границы подотчетности	Документ прилагается
	Выбросы	Приме- чание	20 хх ИТОГО (тонн в год)	Диоксид углерода ( )	Метан ( )	Закись азота ( )	Гидро- фтор- угле- роды, взве- шенное сред- нее (HFC)	Тонн пер- фтор- угле- родов, взве- шенное сред- нее (PFC)	Гекса- фторид серы ( )	Трифто- риды азота ( )	Коли- чест- венная неопре- делен- ность	Качест- венная неопре- делен- ность
			GWP	1	30	265	5000	4000	23500	16100
1	Категория 1. Прямые выбросы и поглощения ПГ в (1)		83205	83050	149	6	0	0	0	0
1.1	Прямые выбросы от установок стационарного сжигания		2050	2050	0	0	0	0	0	0	7%
1.2	Прямые выбросы от передвижных установок сжигания		81005	81000	5	0	0	0	0	0	7%
1.3	Прямые выбросы и поглощения в производственных процессах		0	0	0	0	0	0	0	0
1.4	Прямые неорганизо- ванные выбросы, возникшие в результате выделения парниковых газов в антропогенных системах		0	0	0	0	0	0	0	0
1.5	Прямые выбросы и поглощения в результате землеполь- зования, изменений землеполь- зования, и в лесном хозяйстве		0	0	0	0	0	0	0	0
Прямые выбросы в тоннах из биомассы		718	718
	Косвенные выбросы в (2)	З/НЗ(*)	4157450
2	Категория 2. Косвенные выбросы ПГ от импортированной энергии (3)		70000
2.1	Косвенные выбросы ПГ от импортированной электроэнергии		60000								15%
2.2	Косвенные выбросы ПГ от импортированной энергии др. видов		10000								10%
3	Категория 3. Косвенные выбросы ПГ от транспорта		614950
3.1	Выбросы от предшествующих транспортировки и распределения сырья и ресурсов		153200									С
3.2	Выбросы от последующих транспортировки и распределения товаров		320000									В
3.3	Выбросы от перевозки работников к месту работы		12200									С
3.4	Выбросы от перевозок клиентов и посетителей	НЗ
3.5	Выбросы от деловых поездок (командировок)		129550									В
4	Категория 4. Косвенные выбросы от продукции, используемой организацией		3372500
4.1	Косвенные выбросы от приобретенной продукции		3202500									D
4.2	Косвенные выбросы от основных средств		125000									D
4.3	Выбросы от утилизации жидких и твердых отходов		45000									D
4.4	Выбросы от использования активов	НЗ
4.5	Выбросы от использования услуг, не указанных в подкатегориях выше (консультации, уборка, техническое обслуживание, доставка почты, банковские услуги и т.д.)	НЗ
5	Категория 5. Косвенные выбросы, связанные с использованием продукции, выпускаемой организацией		100000
6.1	Выбросы или поглощение ПГ на этапе использования продукции		100000									В
6.2	Выбросы от арендованных активов в нижнем сегменте	НЗ
6.3	Выбросы в конце срока службы продукции	НЗ
6.4	Выбросы от инвестиций	НЗ
6	Категория 6. Косвенные выбросы из других источников	НЗ
Поглощения (4)
Прямое поглощение в Хранение (5), (6), (7)		100	100	0	0	0	0	0	0		С
Общее сохраненное количество на конец года в Финансовые механизмы, связанные с углеродом (8)		10	10	0	0	0	0	0	0		С
Общая закупленная возобновляемая электроэнергия в кВтч		575000	кВтч
Возобновляемая электроэнергия, закупленная в кВтч с помощью договорных инструментов в соответствии с ИСО 14064-1, приложение Е		150000	кВтч		Коэффициенты выбросов на рыночной основе, соответствующие ИСО 14064-1, приложение Е
Возобновляемая электроэнергия, закупленная в кВтч с помощью договорных инструментов в соответствии с ИСО 14064-1, приложение Е		45000	кВтч		13	1,9	См. прилагаемый документ
Возобновляемая электроэнергия, закупленная в кВтч с помощью договорных инструментов в соответствии с ИСО 14064-1, приложение Е	375000	180000	кВтч		6	0,2	См. прилагаемый документ
Возобновляемая электроэнергия, закупленная в кВтч с помощью договорных инструментов, не соответствующих ИСО 14064-1, приложение Е		200000	кВтч		15	2,7	См. прилагаемый документ
Углеродная компенсация по схеме АА по ПГ в		95000
Углеродный кредит по схеме АА по ПГ в		125000
Другая вспомогательная информация
Отслеживание показателей деятельности (выбросы и поглощения ПГ, отнесенные на показатель, например на величину годового дохода)	См. прилагаемый документ
Базовый год выбросов ПГ, поглощений и запасов; и приведение к базовому году	См. прилагаемый документ
Раскрытие информации о наиболее значительных источниках, поглотителях и хранилищах	См. прилагаемый документ
Заявление о выбросах ( ) на единицу соответствующей продукции	См. прилагаемый документ
Заявление об инициативах по сокращению выбросов ПГ	См. прилагаемый документ
Критерии значимости	См. прилагаемый документ
Оценка неопределенности	См. прилагаемый документ
Примечание

(*) З/НЗ — Значительные/Незначительные.

Обозначения

(1) Категория 1 (прямые выбросы) классифицируется в соответствии с рекомендациями приложения В.

(2) Косвенные выбросы классифицируются в соответствии с рекомендациями приложения В и полностью соответствуют требованиям стандартов.

(3) Эта категория может включать передачу и распределение выбросов.

(4) В настоящем стандарте не даются рекомендации или требования по классификации поглощений.

(5) Хранение не рассматривается в настоящем стандарте (рекомендации или требования отсутствуют). Включение этой категории в отчет не является обязательным.

(6) Категория хранения включает ПГ в поглотителях и накопителях. Также могут быть учтены «бассейны» углерода в отличие от «потоков» углерода. Углерод, сохраняющийся в почве, можно считать «геологическим» или, на выбор составителей отчета, эту категорию можно делить дальше.

(7) Составители отчета могут включить в эту категорию ПГ, содержащиеся в холодильном оборудовании, и запасы топлива, а также углерод, содержащийся в продукции (например, деревянная мебель).

(8) В случае включения в отчет финансовые инструменты в отношении углерода не добавляются и не вычитаются из инвентаризации ПГ организации в соответствии с 9.3.3.

Примечание — Это единственные фиксированные части общей структуры. Обозначение позиций по каждой из этих категорий является вопросом выбора отчитывающейся организации, хотя соблюдение международных стандартов и надлежащей практики учета приветствуется.

Рисунок F.1 — Шаблон для иллюстрации структуры отчетности

Приложение G

(справочное)

Руководство по выбросам в сельском и лесном хозяйствах

G.1 Общие положения

В глобальном масштабе сельское хозяйство и пищевое производство несут ответственность за значительную часть ежегодных выбросов ПГ. Основные источники сельскохозяйственных выбросов включают энтеральное брожение (

), применение азотистых удобрений (

), управление отходами жизнедеятельности (

) и (

) и выращивание риса (

). Сельское хозяйство включает земледелие, животноводство, птицеводство, выращивание грибов, разведение насекомых и других ресурсов для промышленности.

Данное приложение приведено в помощь производителям сельскохозяйственных культур и животноводства и связанным с ними организациям на уровне фермерских хозяйств для выполнения количественной оценки и составления отчетов по их прямым, косвенным и биогенным выбросам и поглощениям ПГ. Данное руководство также поможет организациям в предшествующих и последующих сегментах, которые хотят понять влияние ПГ от сельского хозяйства в цепочке создания ценности. Для гармонизации данное приложение включает информацию по ссылке [13]. Описанные темы соответствуют разделам настоящего стандарта. См. в разделе 1 область применения, в разделе 3 — термины и определения и в разделе 4 — принципы.

G.2 Границы инвентаризации парниковых газов и количественная оценка выбросов и поглощений парниковых газов

См. разделы 5 и 6. Для количественной оценки выбросов и поглощений ПГ необходимо собрать данные о различных видах деятельности: энтеральном брожении; управлении отходами жизнедеятельности; применении синтетических удобрений, управлении отходами животноводства и остатками растений в почвах; выращивании риса; осушении и обработке эксплуатируемых земель; сжигании остатков растений и отходов их обработки открытым способом; изменении землепользования и о других областях, указанных в G.4.6.

Если используется национальный подход, данные должны быть основаны на проверенном исследовании, рецензируемом исследовании или аналогичных научных данных и должны быть задокументированы.

G.3 Учет запасов углерода

Запасы углерода представляют собой количество углерода (C), содержащегося в накопителях ПГ, включая углерод в органическом веществе почвы, биомассу над землей и под землей, мертвый органический материал (DOM) и заготовленную древесину. Эти запасы углерода обратимы и в конечном итоге будут выброшены в атмосферу, что имеет последствия для учета запасов углерода в инвентаризации ПГ. Они требуют отдельного отчета в разделе биогенный углерод. Чистый поток ПГ представляет собой чистую сумму выбросов

в атмосферу и поглощений

из атмосферы.

Изменения запасов углерода можно рассчитать, пользуясь следующими данными:

a) размер запаса в двух временных точках (например, в т углерода/гектар);

b) чистый баланс выбросов

и поглощений

в/из накопителей в единицах массы

Для обоих вариантов количественной оценки организациям необходимо применять методы, использующие конкретные значения глубины почвы. Если организации представляют отчет о размерах запасов углерода, они могут перевести результаты в данные о чистом потоке путем умножения изменения массы запасов на 44/12, т.e. на соотношение молекулярных масс

и элементарного углерода. При учете поглощения в водно-болотных угодьях с органическими почвами темпы поглощения углерода относительно медленные, и можно предположить, что они незначительны, поэтому их можно исключить.

Возникают случаи, когда запасы углерода могут измениться за счет природных процессов, экологических платежей (PES) и изменения природоохранных площадей. В подобных случаях потоки

следует учитывать так же, как сельскохозяйственные виды деятельности.

G.4 Амортизационные изменения запасов углерода с течением времени

G.4.1 Общие положения

Изменения в существующих методиках управления, например, принятии решения о нулевой обработке почвы, могут сказаться на запасах углерода на десятилетия. Амортизационные изменения запасов углерода могут потребоваться, когда расчетные данные получены для всего переходного периода. Потоки

можно амортизировать с целью: сокращения запасов древесной биомассы; сокращения органических запасов углерода для минеральных почв; выбросов от органических запасов углерода для минеральных почв и выбросов от запасов древесной биомассы. Амортизация выбросов от разложения DOM не обязательна. Организации могут использовать период амортизации 20 лет в отношении запасов DOM и запасов органического углерода в минеральных почвах, этот период является периодом по умолчанию в национальных инвентаризациях ПГ, представляемых в Рамочную конвенцию ООН по изменению климата [United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC)].

G.4.2 Базовый год

В качестве базового года в сельском хозяйстве рекомендуется использовать многолетние периоды, т.к. усредненные данные по потоку ПГ на базе как минимум трех лет могут оказаться более представительными. Если базовый год уже установлен для несельскохозяйственных выбросов, тогда многолетний базовый период может быть основан на этом годе. Инвентаризации по базовому году могут потребовать перерасчета, когда происходят изменения границ инвентаризации, или процессы развития значительным образом влияют на базовую инвентаризацию, например, изменения собственности/контроля или используемые методики расчета.

G.4.3 Категории парниковых газов

Сельскохозяйственные выбросы и поглощения вносят в отчет как:

a) прямые выбросы;

b) косвенные выбросы;

c) биогенные выбросы и поглощения, которые указывают по отдельности.

Потоки выбросов основаны на выбросах (источниках) и поглощении (поглотителях). Сельскохозяйственные категории/подкатегории прямых выбросов можно отнести к двум типам: механические и немеханические (см. таблицу G.1). Категории в каждом типе можно далее разделить на подкатегории. Потоки от каждой категории различны, что имеет важные последствия для инвентаризации ПГ. В дополнение к отчету по прямым, косвенным и биогенным выбросам/поглощениям ПГ, отчет может включать выбросы организации для ее деятельности в предшествующем и последующем сегментах. Примеры категорий/подкатегорий сельскохозяйственных косвенных выбросов приведены в таблицах G.2 и G.3. Биогенный углерод из сельскохозяйственных подкатегорий приведен в таблице G.4. Таблица G.5 содержит примеры ПГ, по которым отчитываться не требуется.

Таблица G.1 — Отчет по ПГ для прямых выбросов в сельском хозяйстве


Источники выбросов ПГ Категория — подкатегория	Примеры	Включаемые в отчет ПГ: используя установленные единицы
1.	Категория 1. Прямые выбросы ПГ
1.1	Прямые выбросы ПГ от сжигания в стационарных установках
	Стационарное оборудование — ископаемое топливо	Генераторы, котлы, когенерационные установки, мельницы, осушители, поливочные установки	, , ,
	Стационарное оборудование — биогенное топливо	См. выше	, ,
1.2	Прямые выбросы ПГ от сжигания в передвижных установках
	Передвижное оборудование — ископаемое топливо	Обработка почвы, посев, уборка урожая, транспортирование	, , ,
	Передвижное оборудование — биогенное топливо	См. выше	, ,
1.3	Промышленный процесс	Не применимо	Не применимо
1.4	Прямые неорганизованные (летучие) выбросы при выделении ПГ в антропогенных системах
	Охлаждение, кондиционирование воздуха	Морозильные камеры, холодильные установки, охладители	HFC, PFC,
	Добавление удобрений и улучшителей почвы	Составы синтетических удобрений, например безводный аммиак или нитрат аммония (селитра), мочевина	,
	Добавление в почву отходов жизнедеятельности животных	Навоз	, , ,
	Добавление в почву остатков культур	Стебли кукурузы или пшеничная солома	, , ,
	Вспашка и осушение почв	Обработка плугом, осушение почвы	, , ,
	Энтеральное брожение	Жвачные животные	,
	Добавление в почву извести		,
	Выращивание риса		,
	Открытое выжигание пастбищ, остатки сельскохозяйственных культур на полях, DOM		, ,
	Анаэробное разложение		, ,
	Компостирование органических отходов		,
1.5	Прямые выбросы и поглощения от землепользования, изменения землепользования и в лесном хозяйстве
	Прямое изменение землепользования (dLUC)	Выбросы от перевода: — лесных земель в фермерские или сельскохозяйственные угодья, или — болот в сельскохозяйственные угодья	, , ,

Таблица G.2 — Учет косвенных выбросов ПГ в сельском хозяйстве


Источники выбросов ПГ Категория — подкатегория	Примеры	Включаемые в отчет ПГ: используя установленные единицы
2	Категория 2. Косвенные выбросы ПГ от импортируемой энергии
2.1	Косвенные выбросы от импортируемого электричества	См. стандарт на расчеты выбросов электросетей	, , ,

Выбросы организации (в предшествующем и последующем сегментах) от сельского хозяйства, показанные в таблице G.3, являются необязательными, но рекомендуемыми для отчетности.

Таблица G.3 — Отчет о выбросах организации (в предшествующем и последующем сегментах) от сельского хозяйства


Источники выбросов ПГ Категория — подкатегория	Примеры	Включаемые в отчет ПГ: используя установленные единицы
3	Категория 3. Косвенные выбросы ПГ от транспортирования
3.1	Выбросы от предшествующего транспортирования и распределения сырья и ресурсов	Грузовые перевозки, склады	, , ,
3.2	Выбросы от последующего транспортирования и распределения готовой продукции	Грузовые перевозки, склады	, , ,
4	Категория 4. Косвенные выбросы ПГ от продуктов, используемых организацией
4.1	Выбросы от закупленных товаров
	Производство энергии	Ископаемые топлива	, , ,
	Производство удобрений	Азотистые удобрения, мочевина, фосфорные и калийные удобрения	, , ,
	Производство кормов	Помол, сушка	, , ,
	Агрохимическое производство	Пестициды, гербициды, фунгициды	, , ,

Таблица G.4 — Биогенный углерод от сельского хозяйства


	Источники выбросов ПГ Категория — подкатегория	Примеры	Включаемые в отчет ПГ: используя установленные единицы
Категория 1. Прямые и выбросы и поглощения ПГ
Прямые выбросы и поглощения ПГ от землепользования, от изменения землепользования и от лесного хозяйства	Управление землепользованием
		Потоки в запасы и из запасов С в почвах	,
		Потоки в/из наземной и подземной древесной биомассы (т.e. древесной растительности в садах, виноградниках и агролесомелиоративных системах)	,
		Потоки в/из мертвого органического материала (DOM)	,
		Сжигание растительных остатков для неэнергетических целей	,
		Управляемые лесные массивы (например, лесополосы)	,
	Сокращения C за счет изменения землепользования (LUC)	Поглощение почвами и биомассой после облесения или лесовосстановления	,
Прямые выбросы от сжигания в передвижных установках	Сжигание биотоплива	Передвижное оборудование: обработка почвы, посев, уборка урожая, транспортирование	,
Прямые выбросы от сжигания в стационарных установках		Стационарное оборудование: генераторы, котлы, CHP, мельницы, сушилки, поливочное оборудование	,
Прямые неорганизованные (летучие) выбросы за счет выделения ПГ в антропогенных системах	Компостирование органических отходов		,
Прямые неорганизованные (летучие) выбросы за счет выделения ПГ в антропогенных системах	Окисление среды при садоводстве		,

Для природных воздействий потоки ПГ могут быть представлены в отдельной статье, отдельно от категорий прямого, косвенного и биогенного углерода.

От компаний не требуется отчет по позициям, указанным в таблице G.5.

Таблица G.5 — ПГ, не требующие включения в отчет


Категория — подкатегория	Примеры	Не учитываемые ПГ
Поглощения травянистой растительностью	Однолетние, двухлетние и многолетние растения без древесного ствола	Не включаются в отчет
Потоки в/от домашнего скота	Углерод, являющийся частью животных тканей или происходящий от дыхания животных, не следует включать в инвентаризацию

G.4.4 Содержание углерода в пищевых продуктах

Большинство пищевых продуктов сельскохозяйственного происхождения, включая зерно, фрукты, овощи, птицу и произведенные из них продукты, не подлежат длительному хранению и потребляются вскоре после сбора урожая. Для этих продуктов выбросы и поглощения ПГ можно включить, как если бы это были выбросы или поглощения в начале периода оценивания. С другой стороны, отдельные сельскохозяйственные продукты имеют потенциал содержания углерода в течение длительного периода времени. Например, конопля может быть переработана в такие продукты, как бумага, текстиль, одежда, биоразлагаемые пластмассы и строительные материалы, а хлопок используется для производства ряда текстильных изделий.

Требования и руководство, касающиеся хранения углерода в сельскохозяйственных продуктах, описаны в ИСО 14067.

G.4.5 Действия по сокращению выбросов

См. раздел 7. Примеры действий и практических методов, с помощью которых можно сократить выбросы ПГ и улучшить результаты фермерской деятельности, включают: сокращение и хранение углерода в почвах; покровные культуры, консервативную обработку; ветрозаградители; точное земледелие в сочетании с GPS-системами (управление удобрениями); сокращение выбросов ПГ от жвачных животных; переход на возобновляемые источники энергии (солнечная, ветровая энергия, гидроэнергетика, биогаз); переход на возобновляемые системы нагрева воды; переход на методы периодического затопления для риса, биоэнергетику с улавливанием и хранением углерода (BECCS).

G.4.6 Данные для отчета по ПГ

См. раздел 9 в отношении требований к отчету, включая границы отчетности, отчетный период, базовый год и инвентаризацию базового года по категориям, и конкретные исключения источников или деятельности из инвентаризации. Требуется отчетность по всем ПГ, установленным в настоящем стандарте: отчетность детализируется по ПГ, которые указываются в тоннах и тоннах

-эквивалента (

G.5 Области, выходящие за рамки данного руководства по парниковым газам в сельском хозяйстве

Данное приложение не содержит руководящих указаний по сельскому хозяйству в следующих областях:

— не включены методики учета на уровне проекта;

— не учитывается постоянство поглощения углерода; вместо этого потоки в/из запасов углерода просто сообщаются по мере их возникновения (или прогнозируемого возникновения).

Примечание 1 — Руководство по этим областям приведено в ИСО 14064-2;

— не включены методики учета ПГ на уровне продукции (например, правила разнесения продукции по категориям).

Примечание 2 — Руководство по этим областям приведено в ИСО 14067;

— не представлены методы учета выбросов от косвенных изменений землепользования (iLUC);

— не рассматриваются этапы учета, необходимые для создания углеродных кредитов от почв, биомассы или других источников, расположенных на фермах, в лесовосстановлении или рекультивации нарушенных земель или от изменений в управлении удобрениями;

— не рассматриваются проекты по сельскохозяйственным углеродным компенсациям и возобновляемой энергии, которые являются потенциальными источниками углеродных кредитов:

— ветряные турбины, солнечные батареи, солнечно-водяные нагреватели, анаэробные реакторы для когенерации, микромасштабная гидроэнергетика (обычно менее ~100 кВт);

— выращивание деревьев, лесопосадки с коротким оборотом, другие источники топливной биомассы;

— установка анаэробных метантенков для производства метана в качестве топлива для производства электроэнергии или тепла;

— не рассматриваются воздействия на окружающую среду, кроме потоков ПГ, например, выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, воздействие на водные объекты и водопользование, эвтрофикация, воздействие на здоровье и другие воздействия на окружающую среду. Следовательно, руководство, представленное в данном приложении, нельзя использовать само по себе для оценки возможных компромиссов между сокращением выбросов ПГ и другими экологическими последствиями той или иной сельскохозяйственной технологии.

Косвенное изменение землепользования (iLUC) следует учитывать при изучении углеродного следа продукции, если существует принятая на международном уровне процедура. Любой выбор и предположения должны быть обоснованы и документированы.

Примечание 3 — Проводится непрерывное исследование по разработке методологии и данных для включения iLUC в отчетность по ПГ.

Приложение H

(справочное)

Руководство по процессу идентификации значимых косвенных выбросов парниковых газов

Н.1 Общие положения

См. 5.2.3. Организациям следует использовать следующий процесс идентификации, оценки и выбора значимых косвенных выбросов.

Н.2 Идентификация предполагаемого использования инвентаризации парниковых газов

Предполагаемое использование может включать нормативные и добровольные требования к раскрытию, публичные обязательства, системы торговли выбросами, систему отслеживания результатов деятельности и прогресса организации по сокращению выбросов и/или поглощения ПГ, программы сокращения, ежегодный отчет организации, информацию для инвесторов, выявление углеродных рисков или возможностей и отчет по результатам комплексной проверки.

Н.3 Определение критериев значимости косвенных выбросов, согласующихся с предполагаемым использованием инвентаризации

H.3.1 Использование принципов для определения критериев

Применимость. Рассматривают, какие косвенные выбросы или поглощения необходимо выбрать, чтобы удовлетворить потребности предполагаемых пользователей (например, потребителей, поставщиков, инвесторов, правительств, негосударственных организаций) либо по их собственным источникам, либо в сочетании с другими источниками.

Полнота. Рассматривают, какие косвенные выбросы и поглощения необходимо включить в инвентаризацию, чтобы она содержала все соответствующие источники.

Согласованность. Рассматривают, требуется ли включение косвенных выбросов и поглощений для пользователей, чтобы произвести полноценные сравнения (например, связанную с ПГ информацию в рамках инвентаризации).

Точность. Рассматривают, требуется ли включение косвенных выбросов и поглощений, самих по себе или в сочетании с другими источниками, для того, чтобы итоговая инвентаризация в достаточной степени была свободна от неопределенности.

Прозрачность. Рассматривают, не мешает ли исключение косвенных выбросов и поглощений без раскрытия и обоснования целевым пользователям принимать решения с разумной уверенностью.

H.3.2 Критерии, используемые для оценки значимости косвенных выбросов, могут включать следующее

Величина. Косвенные выбросы или поглощение, которые можно считать количественно существенными.

Уровень влияния. Степень, в которой организация способна осуществлять мониторинг и снижать выбросы и увеличивать поглощения ПГ (например, энергоэффективность, экодизайн, вовлечение потребителей, технические задания).

Риск или возможность. Косвенные выбросы или поглощения, вносящие вклад в подверженность организации рискам (например, риски, связанные с климатом, так же как финансовые, нормативные, в цепочке поставок, продукция и потребитель, судебные процессы, репутационные риски) или ее возможности для бизнеса (например, новые рынки, новая бизнес-модель).

Отраслевое руководство. Выбросы ПГ, считающиеся значимыми в бизнес-секторе в соответствии с отраслевым руководством.

Аутсорсинг. Косвенные выбросы и поглощения за счет деятельности внешнего подряда, которая, как правило, является основной деятельностью предприятия.

Вовлечение сотрудников. Косвенные выбросы, которые могут мотивировать сотрудников к снижению энергопотребления или объединить команду вокруг изменения климата (например, стимулы к энергосбережению, совместное использование автомобилей, внутреннее ценообразование на углерод).

Н.4 Идентификация и оценка косвенных выбросов

Для каждой категории косвенных выбросов идентифицируют и оценивают косвенные выбросы как отборочный этап без детального расчета, используя ресурсы, например, внутренних и внешних экспертов, отраслевое руководство по ПГ, обзор литературы или базу данных третьей стороны.

Примечание — Количество косвенных выбросов ПГ гарантирует особое внимание на этом отборочном этапе.

Организации могут отобразить свою цепочку создания ценности для идентификации косвенных выбросов в пределах категорий, определенных в 5.2.4, и подкатегориях, определенных в приложении B.

Н.5 Применение критериев для выбора значимых косвенных выбросов

В соответствии с 5.2.3 организации определяют значимость косвенных выбросов и поглощения ПГ посредством применения предварительно установленных критериев. В большинстве случаев применение критериев к конкретному источнику косвенных выбросов или поглощения приводит к четкому определению, является ли выброс или поглощение значимым.

В некоторых случаях (т.e. если критерии являются скорее качественными, чем количественными) применение критериев необязательно приведет к очевидному определению, является ли значимым источник косвенных выбросов или поглощения. Следовательно, может оказаться полезным более глубокий анализ критериев.

Пример — Источник косвенных выбросов (например, товары, используемые организацией) оцениваются приблизительно в 10% от общих косвенных выбросов организации. Получение соответствующих данных может оказаться очень дорогостоящим, а точность количественно определенных выбросов при этом будет низкой.

Организации следует найти баланс между критериями оцениваемой величины и точности и стоимости получения данных, а также другими критериями (например, риски и возможности, потребности предполагаемых пользователей), чтобы определить, значим источник косвенных выбросов или нет.

Организация должна обосновать свое определение значимости источника косвенных выбросов и поглощений.

Библиография


[1]	ISO 9001, Quality management systems — Requirements (Системы менеджмента качества. Требования)
[2]	ISO 10715, Natural gas — Sampling guidelines (Газ природный. Руководящие указания по отбору проб)
[3]	ISO 10723, Natural gas — Performance evaluation for analytical systems (Природный газ. Оценка эффективности аналитических систем)
[4]	ISO 13065, Sustainability criteria for bioenergy (Критерии устойчивого развития в биоэнергетике)
[5]	ISO 14033, Environmental management — Quantitative environmental information — Guidelines and examples (Экологический менеджмент. Количественные экологические данные. Руководство и примеры)
[6]	ISO 14064-2, Greenhouse gases — Part 2: Specification with guidance at the project level for quantification, monitoring and reporting of greenhouse gas emission reductions or removal enhancements (Газы парниковые. Часть 2. Требования и руководство по количественной оценке, мониторингу и составлению отчетной документации на проекты сокращения выбросов парниковых газов или увеличения их поглощения на уровне проекта)
[7]	ISO 14064-3, Greenhouse gases — Part 3: Specification with guidance for the verification and validation of greenhouse gas statements (Газы парниковые. Часть 3. Требования и руководство по валидации и верификации заявлений в отношении парниковых газов)
[8]	ISO 14065, Greenhouse gases — Requirements for greenhouse gas validation and verification bodies for use in accreditation or other forms of recognition (Парниковые газы. Требования к органам по валидации и верификации парниковых газов, применяемые для аккредитации или других форм признания)
[9]	ISO 14066, Greenhouse gases — Competence requirements for greenhouse gas validation teams and verification teams (Парниковые газы. Требования к компетентности команд экспертов по валидации и верификации парниковых газов)
[10]	ISO 14067, Greenhouse gases — Carbon footprint of products — Requirements and guidelines for quantification and communication (Парниковые газы. Углеродный след продукции. Требования и руководящие указания по количественному определению)
[11]	ISO/TR 14069:2013, Greenhouse gases — Quantification and reporting of greenhouse gas emissions for organizations — Guidance for the application of ISO 14064-1 (Парниковые газы. Количественное определение и отчетность о выбросах парниковых газов на уровне организации. Руководство по применению ISO 14064-1)
[12]	ISO/IEC 17025, General requirements for the competence of testing and calibration laboratories (Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий)
[13]	World Business Council for Sustainable Development (WBCSD)/World Resources Institute (WRI). «Greenhouse Gas Protocol, Corporate Accounting and Reporting Standard», April 2004 and «GHG Protocol Corporate Value Chain (scope 3) Accounting and Reporting Standard», 2011. Available from: https://ghgprotocol.org
[14]	ISO/IEC Guide 98-3, Uncertainty of measurement — Part 3: Guide to the expression of uncertainty in measurement (GUM:1995) [Неопределенность измерения. Часть 3: Руководство по выражению неопределенности измерения (GUM:1995)]
[15]	Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, 2006, 5 volumes + corrigenda. Available from: https://www.ipcc-nggip.iges.or.jp/public/2006gl/index.html
[16]	The Climate Registry. https://www.theclimateregistry.org/
[17]	Bilan Carbone® Version 8. Methodological guidelines: Accounting principles and objectives, 2017. Available from: https://www.associationbilancarbone.fr/http://www.associationbilancarbone.fr/
[18]	Environmental Reporting Guidelines: Including mandatory greenhouse gas emissions reporting guidance. DEFRA, UK Government, 2013. Available from: https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/ attachment_data/file/206392/pb13944-env-reporting-guidance.pdf
[19]	Climate change agreements: operations manual. Environment Agency, UK Government, 2013. Available from: https://www.gov.uk/government/publications/climate-change-agreements-operations-manual-2
[20]	Basic Guidelines on Accounting for Greenhouse Gas Emissions Throughout the Supply Chain. Ver. 1.0, March 2012. Ministry of the Environment and Ministry of Economy, Trade and Industry, Government of Japan
[21]	Canada Facility Greenhouse Gas Emissions Reporting Program. Technical Guidance on Reporting Greenhouse Gas Emissions. Environment Canada, November 2013
[22]	Small Island Developing States. United Nations. Available from: https://sustainabledevelopment.un.org/topics/sids/list


УДК 502.3:006.354	ОКС 13.020.40
Ключевые слова: экологический менеджмент, парниковые газы, принципы, окружающая среда, данные, мониторинг, измерения, контроль

Источник

Зарегистрировано в Минюсте России 15 декабря 2015 г. N 40098

МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ И ЭКОЛОГИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ
от 30 июня 2015 г. N 300

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ И РУКОВОДСТВА ПО КОЛИЧЕСТВЕННОМУ ОПРЕДЕЛЕНИЮ ОБЪЕМА ВЫБРОСОВ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ ОРГАНИЗАЦИЯМИ, ОСУЩЕСТВЛЯЮЩИМИ ХОЗЯЙСТВЕННУЮ И ИНУЮ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ В РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

В целях реализации пункта 3 плана мероприятий по обеспечению к 2020 году сокращения объема выбросов парниковых газов до уровня не более 75 процентов объема указанных выбросов в 1990 году, утвержденного распоряжением Правительства Российской Федерации от 02.04.2014 N 504-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, N 15, ст. 1778, 2015, N 20, ст. 2933), приказываю:

утвердить прилагаемые методические указания и руководство по количественному определению объема выбросов парниковых газов организациями, осуществляющими хозяйственную и иную деятельность в Российской Федерации.

Министр
С.Е. ДОНСКОЙ

УТВЕРЖДЕНЫ
приказом Минприроды России
от 30.06.2015 N 300

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ И РУКОВОДСТВО ПО КОЛИЧЕСТВЕННОМУ ОПРЕДЕЛЕНИЮ ОБЪЕМА ВЫБРОСОВ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ ОРГАНИЗАЦИЯМИ, ОСУЩЕСТВЛЯЮЩИМИ ХОЗЯЙСТВЕННУЮ И ИНУЮ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ В РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

I. Общие положения

1. Методические указания и руководство по количественному определению объема выбросов парниковых газов организациями, осуществляющими хозяйственную и иную деятельность в Российской Федерации (далее — методические указания) разработаны на основании пункта 3 плана мероприятий по обеспечению к 2020 году сокращения выбросов парниковых газов до уровня не более 75 процентов объема указанных выбросов в 1990 году, утвержденного распоряжением Правительства Российской Федерации от 2 апреля 2014 г. N 504-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, N 15, ст. 1778, 2015, N 20, ст. 2933).

2. Методические указания устанавливают порядок количественного определения выбросов парниковых газов в организациях, осуществляющих хозяйственную и иную деятельность в Российской Федерации, для целей мониторинга, отчетности и проверки объема выбросов парниковых газов в соответствии с Концепцией формирования системы мониторинга, отчетности и проверки объема выбросов парниковых газов в Российской Федерации, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 22.04.2015 N 716-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2015, N 18, ст. 2737).

3. Методические указания предназначены для организаций, осуществляющих хозяйственную и иную деятельность на территории Российской Федерации, в результате осуществления которой происходят выбросы парниковых газов в атмосферу (далее — организации).

II. Порядок количественного определения объема выбросов парниковых газов в организациях

4. Количественное определение объемов выбросов парниковых газов и осуществляется за календарный год (далее — отчетный период) в целом по организации, либо отдельно для каждого филиала и обособленного подразделения. В случае наличия у организации филиалов или обособленных подразделений, расположенных на территории нескольких субъектов Российской Федерации, количественное определение выбросов и подготовка сведений о выбросах осуществляются отдельно для филиалов или обособленных подразделений, расположенных на территории различных субъектов Российской Федерации.

Организации документируют границы количественного определения выбросов парниковых газов и включают информацию о них в пояснительную записку к сведениям (отчету) о выбросах парниковых газов.

5. В границы количественного определения выбросов включаются прямые выбросы парниковых газов из источников, то есть выбросы, которые происходят непосредственно от производственных объектов организации и осуществляемых производственных процессов. <1>

<1> Сведения (отчет) готовит организация, которая непосредственно эксплуатирует объект, принадлежащий организации на праве собственности или ином законном основании.

6. Источники выбросов парниковых газов в организации должны быть идентифицированы и классифицированы по категориям.

Категорией источников выбросов парниковых газов являются близкие виды хозяйственной деятельности или производственно-технологических процессов, приводящих к возникновению выбросов парниковых газов в атмосферу, и объединенных по признаку контроля со стороны организации. Перечень категорий источников выбросов и парниковых газов, подлежащих обязательному учету в организациях, осуществляющих хозяйственную деятельность на территории Российской Федерации, приведен в приложении N 1 к методическим указаниям.

Каждый производственный объект или производственный процесс организации должен быть отнесен к одной из выделенных категорий источников или исключен из количественного определения объемов выбросов парниковых газов на основании установленных критериев.

Источники выбросов парниковых газов документируются и включаются в пояснительную записку к сведениям (отчету) о выбросах парниковых газов. Перечень источников выбросов парниковых газов пересматривается не реже 1 раза в пять лет, а также в случае появления новых источников выбросов парниковых газов, изменениях технологических процессов, изменении методов количественного определения выбросов и других случаях, существенно влияющих на результаты (более 5% от суммарных годовых выбросов).

7. Из количественного определения выбросов парниковых газов в организации могут быть исключены:

несущественные источники выбросов — источники, выбросы от которых суммарно составляют менее 5% в год от суммарных выбросов в организации, но не более 50 тыс. т -эквивалента/год;

источники выбросов и парниковые газы, для которых не приводятся методы количественного определения выбросов парниковых газов в приложении N 2 к методическим указаниям.

8. Количественное определение выбросов парниковых газов осуществляется с использованием методов, установленных для соответствующих категорий источников выбросов парниковых газов в приложении N 2 к методическим указаниям, включающих:

метод расчета на основе данных о деятельности и коэффициентов выбросов;

метод расчета на основе материально-сырьевого баланса;

метод расчета на основе периодических измерений выбросов парниковых газов;

метод непрерывного мониторинга выбросов парниковых газов.

Методы количественного определения выбросов парниковых газов, выбранные организацией в соответствии с приложением N 2 методических указаний для отдельных источников и групп источников, документируются и включаются в пояснительную записку к сведениям (отчету) о выбросах парниковых газов.

9. Количественное определение выбросов парниковых газов осуществляется на основании подготовки исходных данных и выполнений: расчетов выбросов парниковых газов в соответствии с главой III методических указаний.

10. Исходными данными для количественного определения выбросов парниковых газов являются фактические данные, характеризующие деятельность организации за отчетный период (например, расход топлива по видам, расход углеродсодержащих материалов, выпуск продукции), и другие параметры необходимые для определения объемов выбросов в соответствии с выбранными методами (например, коэффициенты выбросов парниковых газов, содержание углерода в сырье и продукции, компонентный состав газообразного топлива).

11. В качестве источников исходных данных для количественного определения выбросов парниковых газов используются документы учета расхода сырья, топлива и материалов, производства продукции (например, технические отчеты, балансы, формы статистической отчетности и прочие документы), сертификаты качества, протоколы измерений, технологические регламенты, результаты инвентаризации источников выбросов, данные производственного контроля выбросов и образования отходов и другие источники информации.

12. Исходные данные для количественного определения выбросов парниковых газов должны быть определены в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации в соответствующих сферах регулирования.

Исходные данные должны быть определены с использованием выбранных методов и источников данных и охватывать весь отчетный период. Периодичность регистрации исходных данных и методы их усреднения выбираются организацией самостоятельно таким образом, чтобы обеспечить их объективность за отчетный период.

При определении количества расходуемого сырья, топлива, материалов, производимой продукции и образующихся отходов используются:

результаты прямых инструментальных измерений расхода ресурсов в организации за отчетный период;

при отсутствии возможности использования результатов прямых инструментальных измерений расхода ресурсов в организации используются результаты расчетов расхода ресурсов в организации на основе данных прямых инструментальных измерений за отчетный период;

при отсутствии возможности использования результатов расчетов расхода ресурсов в организации на основе данных прямых инструментальных измерений используются результаты расчетов на основе данных о поступлении, отгрузке и изменении запасов ресурсов в организации за отчетный период.

Изменение запасов ресурсов в организации определяется по формуле:

, (1)

где

— изменение запаса к-ресурса в организации за период у, т или тыс. м3;

— остаток k-ресурса в организации на конец периода у, т или тыс. м3;

— остаток k-ресурса в организации на начало периода у (конец предыдущего периода), т или тыс. м3.

При определении коэффициентов выбросов, содержания углерода и физико-химических характеристик расходуемого сырья, топлива, материалов, производимой продукции и образующихся отходов, необходимых для количественного определения выбросов парниковых газов, используются:

результаты лабораторных исследований за отчетный период;

при отсутствии лабораторных исследований за отчетный период используются данные поставщиков ресурсов, указанные в сертификатах качества;

при отсутствии данных поставщиков ресурсов используются данные, приведенные в приложении N 2 к методическим указаниям;

при отсутствии необходимых данных в приложении N 2 к методическим указаниям используются справочные данные из других источников информации с обязательной ссылкой на источники информации.

Информация о необходимых параметрах (исходных данных) для количественного определения выбросов парниковых газов, включая наименование параметров, единицы измерения, источник данных или метод их определения, погрешность, периодичность регистрации и ответственные лица за их регистрацию, документируются и включаются в пояснительную записку к сведениям (отчету) о выбросах парниковых газов.

13. Количественное определение (вычисление) объема выбросов парниковых газов за отчетный период осуществляется организациями по источникам или группам источников выбросов парниковых газов с использованием выбранных методов в формате, обеспечивающим возможность воспроизведения расчетов выбросов.

Группы источников выбросов парниковых газов могут выделяться для целей количественного определения выбросов и объединять однотипные источники выбросов в организации, относящиеся к одной категории источников согласно приложению N 1 к методическим указаниям.

14. Суммарные выбросы парниковых газов по категориям источников и организации в целом рассчитываются с учетом потенциалов глобального потепления парниковых газов и выражаются в -эквиваленте. Расчет выполняется по формуле (2):

, (2)

где

— выбросы парниковых газов в -эквиваленте за период у, т — эквивалента;

— выбросы i-парникового газа за период у, т;

— потенциал глобального потепления i-парникового газа, т — эквивалента/т;

п — количество видов выбрасываемых парниковых газов;

i — , , , , , , .

Значения потенциалов глобального потепления () приведены в приложении N 3 к методическим указаниям.

15. В организации должны быть назначены лица, ответственные за проведение работ по количественному определению выбросов парниковых газов и подготовку сведений (отчетов) о выбросах парниковых газов. Сведения о выбросах парниковых газов формируются в соответствии с главой IV методических указаний.

III. Содержание и оформление исходных данных и расчета объема выбросов парниковых газов за отчетный период

16. Для обобщения значений параметров, необходимых для количественного определения выбросов, и результатов выполнения расчетов исходные данные и расчет объема выбросов парниковых газов должны быть подготовлены по источникам, группам источников и организации в целом за отчетный период, обеспечивая прозрачность применяемых методов определения выбросов.

17. Исходные данные и расчет объемов выбросов парниковых газов за отчетный период оформляются в формате, обеспечивающем возможность воспроизведения расчета, и включают следующие разделы:

титульный лист;

сведения об ответственных лицах за сбор исходных данных и количественное определение выбросов парниковых газов в организации за отчетный период;

значения параметров необходимых для количественного определения выбросов парниковых газов за отчетный период;

расчет объемов выбросов парниковых газов за отчетный период;

результаты количественного определения выбросов парниковых газов.

18. В разделе «Сведения об ответственных лицах за сбор исходных данных и количественное определение выбросов парниковых газов в организации за отчетный период» указываются контактные данные ответственных лиц за сбор исходных данных и количественное определение выбросов парниковых газов в организации за отчетный период.

19. В разделе «Значения параметров, необходимых для количественного определения выбросов парниковых газов за отчетный период» приводятся значения исходных данных необходимых для количественного определения выбросов парниковых газов за отчетный период.

20. В раздел «Расчет объемов выбросов парниковых газов за отчетный период» включаются расчеты выбросов парниковых газов в табличной форме по источникам, группам источников и организации в целом.

21. В разделе «Результаты количественного определения выбросов парниковых газов» приводятся результаты количественного определения объема выбросов парниковых газов за отчетный период по источникам, группам источников и организации в целом. В данный раздел включается кадастр выбросов парниковых газов, отражающий объемы выбросов всех видов парниковых газов по категориям источников выбросов и организации в целом за весь период количественного определения выбросов парниковых газов в организации.

IV. Содержание и оформление сведений (отчета) о выбросах парниковых газов

22. Сведения (отчет) о выбросах парниковых газов формируются в организации ежегодно на основании исходных данных и расчета выбросов парниковых газов за отчетный период.

23. Сведения о выбросах парниковых газов содержат:

общие сведения об организации (наименование организации, код по ОКПО, код по ОКТМО, коды по ОКВЭД, контактные данные организации, контактные данные ответственного исполнителя);

сведения о результатах количественного определения объемов выбросов парниковых газов, включающие суммарные выбросы по организации, а также выбросы по категориям источников (стационарное сжигание топлива, сжигание в факелах, фугитивные выбросы, нефтепереработка, производство кокса, производство цемента, производство извести, производство стекла, производства керамических изделий, производство аммиака, производство азотной кислоты, капролактама, глиоксаля и глиоксиловой кислоты, нефтехимическое производство, производство фторсодержащих соединений, черная металлургия, производство ферросплавов, производство первичного алюминия, прочие промышленные процессы, авиационный транспорт, железнодорожный транспорт) за отчетный период по веществам , , , , ,, , а также общий объем выбросов в — эквиваленте за отчетный период и за предыдущий период.

Значения количества выбросов , и рис, а также выбросов парниковых газов, выраженные в -эквиваленте, указываются с точностью до 1 тонны. Значения количества выбросов для остальных парниковых газов указываются с точностью до трех знаков после запятой.

24. Сведения (отчет) о выбросах парниковых газов хранятся в организации в электронном и бумажном виде не менее 5 лет после окончания отчетного периода.

25. Организации подготавливают пояснительную записку к сведениям (отчету) о выбросах парниковых газов за отчетный период, включающую:

описание организационных границ количественного определения выбросов парниковых газов;

перечень источников выбросов парниковых газов (категория источников выбросов парниковых газов, наименование источника (группы источников) парниковых газов, их описание, учитываемые парниковые газы, параметры для определения объемов выбросов парниковых газов);

описание выбранных методов количественного определения выбросов парниковых

газов;

параметры, необходимые для количественного определения выбросов (обозначение параметра, наименование параметра, единицы измерения параметра, источник данных или метод определения параметра, погрешность, периодичность регистрации);

выпуск основных видов продукции в натуральном выражении для промышленных предприятий, выполненные перевозки в тонно-километрах для железнодорожного и авиационного транспорта за отчетный период;

расход основных видов топлива и энергетических ресурсов за отчетный период;

сведения о реализуемых мероприятиях, приводящих к сокращению выбросов парниковых газов;

оценку и анализ изменения удельных выбросов парниковых газов и энергоемкости по основным видам производимой продукции в организации за отчетный период.

Приложение N 1
к Методическим указаниям
и руководству по количественному
определению объема выбросов
парниковых газов организациями,
осуществляющими хозяйственную
и иную деятельность на территории
Российской Федерации, утвержденным
приказом Минприроды России
от 30.06.2015 N 300

КАТЕГОРИИ ИСТОЧНИКОВ ВЫБРОСОВ И ПАРНИКОВЫЕ ГАЗЫ, ПОДЛЕЖАЩИЕ ОБЯЗАТЕЛЬНОМУ УЧЕТУ В ОРГАНИЗАЦИЯХ

Приложение N 2
к Методическим указаниям
и руководству по количественному
определению объема выбросов
парниковых газов организациями,
осуществляющими хозяйственную
и иную деятельность на территории
Российской Федерации, утвержденным
приказом Минприроды России
от 30.06.2015 N 300

СБОРНИК МЕТОДИК КОЛИЧЕСТВЕННОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЫБРОСОВ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ ПО КАТЕГОРИЯМ ИСТОЧНИКОВ

1. Стационарное сжигание топлива

1.1. Данная категория источников выбросов парниковых газов включает выбросы в атмосферу, возникающие в результате сжигания всех видов газообразного, жидкого и твердого топлива в котельных агрегатах, турбинах, печах, инсинераторах и других теплотехнических агрегатах, осуществляемого с целью выработки тепловой и/или электрической энергии для собственных нужд организаций или отпуска потребителям, а также для осуществления иных технологических операций.

1.2. Данная категория источников выбросов не включает выбросы парниковых газов от стационарного сжигания топлива в факельных установках, от сжигания биогаза, биомассы и продуктов ее переработки, утечек, связанных с распределением топлива, выбросы при аварийных и чрезвычайных ситуациях.

1.3. Выбросы и потенциально возникающие при стационарном сжигании топлива не учитываются.

1.4. Количественное определение выбросов от стационарного сжигания топлива выполняется расчетным методом по отдельным источникам, группам источников или организации в целом по формуле (1.1):

, (1.1)

где

— выбросы от стационарного сжигания топлива за период у, т ;

— расход топлива j за период у, тыс. м , т, т у.т. или ТДж;

— коэффициент выбросов от сжигания топлива] за период у, т /ед.;

— коэффициент окисления топлива j, доля;

j — вид топлива, используемого для сжигания;

n — количество видов топлива, используемых за периоду.

1.5. Организации должны учитывать расход всех видов используемого газообразного, жидкого и твердого топлива, как природного, так и искусственного происхождения, сжигаемого в стационарных источниках за отчетный период. Расход топлива, используемого для стационарного сжигания (), определяется организациями для каждого вида топлива по отдельным источникам, группам источников или организации в целом.

Расход топлива () должен быть определен в единицах измерения (т, тыс. м3, ту.т. или ТДж) соответствующих применяемому коэффициенту выбросов () (т /т, т /тыс. м3, т /т у.т. или т /ТДж).

Если для расчетов выбросов используются значения коэффициентов выбросов, приведенные в таблице 1.1 приложения N 2 к методическим указаниям, расход топлива должен быть определен в энергетическом эквиваленте (т у.т. или ТДж) по формулам (1.2а, 1.2б):

, (1.2а)

где

— расход топлива j в энергетическом эквиваленте за период y, т у.т.;

— расход топлива j в натуральном выражении за период у, т или тыс.м3;

— коэффициент перевода в тонны условного топлива, т у.т./т, т у.т/тыс.м3.

, (1.2б)

где

— расход топлива j в энергетическом эквиваленте за период у, ТДж;

— расход топлива j в натуральном выражении за период у, т или тыс.м3;

— низшая теплота сгорания топлива j за период у, МДж/кг, МДж/м3.

Значение низшей теплоты сгорания топлива или коэффициент перевода в тонны условного топлива () принимается по фактическим данным организации или поставщика топлива за отчетный период, а в случае отсутствия таких данных, с использованием значений, приведенных в таблице 1.1 приложения N 2 к методическим указаниям.

1.6. Коэффициенты выбросов от сжигания топлива () рассчитываются на основе фактических данных о компонентном составе газообразного топлива и содержании углерода в твердом и жидком топливе по формулам (1.3 — 1.5):

, (1.3)

где

— коэффициент выбросов от сжигания газообразного топлива j за период y, т./тыс.м3;

— объемная доля (молярная доля) i-компонента газообразного топлива j за период у, % об. (% мол.);

— количество молей углерода на моль i-компонента газообразного топлива (объем образования при сжигании i-компонента);

— плотность диоксида углерода (), кг/м3 (принимается по таблице 1.2).

, (1.4)

где

— коэффициент выбросов от сжигания газообразного топлива j за период y, т /тыс. м3;

— массовая доля i-компонента газообразного топлива j за период y, % мас.;

— количество молей углерода на моль i-компонента газообразного топлива;

— молярная масса i-компонента газообразного топлива, г/моль;

— плотность газообразного топлива j за период y, кг/м3;

44,011 — молярная масса .

, (1.5)

где

— коэффициент выбросов от сжигания j-топлива за период y, т /т;

— содержание углерода в j-топливе за период y, т C/т;

3,664 — коэффициент перевода, т /т C.

Содержание углерода в топливе рассчитывается для кокса (сухого) по формуле (1.6), для других видов топлива — по формуле (1.7):

, (1.6)

где

— содержание углерода в коксе за период y, т C/т;

— содержание золы в коксе за период y, %;

— содержание летучих в коксе за период y, %;

— содержание серы в коксе за период y, %.

, (1.7)

где

— содержание углерода в j-топливе за период y, т C/т, т C/тыс. м3;

— коэффициент выбросов от сжигания топлива j за период y, т /т, т /тыс. м3;

3,664 — коэффициент перевода, т /т C.

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 и содержания углерода для соответствующих видов топлива, представленные в таблице 1.1 приложения N 2 к методическим указаниям.

Организации должны использовать коэффициенты выбросов для рядовых углей соответствующих месторождений, а при отсутствии необходимых данных о месторождениях потребляемых углей или отсутствии необходимых данных по месторождениям в таблице 1.1 приложения N 2 к методическим указаниям, использовать значения для соответствующих видов углей (каменный уголь, бурый уголь, антрацит).

При отсутствии необходимых данных о содержании углерода в настоящих методических указаниях, в соответствии с пунктом 12 настоящих методических указаний, допускается использование справочных данных из других источников информации с обязательной ссылкой на источник информации.

1.7. Коэффициент окисления топлива () принимается для всех видов газообразного, жидкого и твердого топлива по умолчанию равным 1,0 (соответствует 100% окислению топлива) независимо от применяемых процессов стационарного сжигания топлива, кроме сжигания углеводородных газов в факелах.

При наличии фактических данных о потерях тепла вследствие механической неполноты сгорания твердого топлива, установленной на основе инструментальных измерений содержания горючих в продуктах сгорания топлива (шлак и зола), расчет коэффициента окисления () выполняется по формуле (1.8):

, (1.8)

где

— коэффициент окисления твердого топлива j, доля;

— потери тепла вследствие механической неполноты сгорания топлива, %.

При наличии фактических данных о содержании углерода в твердых продуктах сгорания топлива (шлаке и золе) коэффициент окисления для твердого топлива рассчитывается по формуле (1.9):

, (1.9)

где

— коэффициент окисления твердого топлива j, доля;

— содержание углерода в золе и шлаке, образованными за период y, т;

— содержание углерода в твердом топливе, израсходованным за период y, т.

Периодичность определения фактического значения коэффициента окисления твердого топлива () должна составлять не менее одного раза в год.

Таблица 1.1 — Коэффициенты перевода расхода топлива в энергетические единицы, коэффициенты выбросов и содержание углерода по видам топлива

Виды топлива	Коэффициенты перевода в тонны условного топлива и энергетические единицы ()	Коэффициенты выбросов ()	Содержание углерода ()
Единица измерения	т у.т./т (тыс. м3)	ТДж/тыс. т (млн м3)	т /т у.т.	т /ТДж	т C/т у.т.	т C/ТДж
Жидкие топлива (нефть и продукты переработки нефти)
Нефть, включая промысловый газоконденсат	тонна	1,430	41,9	2,15	73,3	0,59	20,0
Природный газовый конденсат	тонна	1,508	44,2	1,88	64,2	0,51	17,5
Газ попутный нефтяной (нефтяные месторождения)	тыс. м3	1,154	33,8	1,77	60,4	0,48	16,5
Газ попутный нефтяной (газоконденсатные месторождения)	тыс. м3	1,154	33,8	1,64	55,9	0,45	15,3
Газ попутный нефтяной (газовые месторождения)	тыс. м3	1,154	33,8	1,62	55,2	0,44	15,1
Бензин автомобильный	тонна	1,490	43,7	2,03	69,3	0,55	18,9
Бензин авиационный	тонна	1,490	43,7	2,05	70,0	0,56	19,1
Авиационный керосин	тонна	1,470	43,1	2,10	71,5	0,57	19,5
Керосин	тонна	1,470	43,1	2,11	71,9	0,58	19,6
Топливо дизельное	тонна	1,450	42,5	2,17	74,1	0,59	20,2
Мазут топочный	тонна	1,370	40,2	2,27	77,4	0,62	21,1
Мазут флотский	тонна	1,430	41,9	2,27	77,4	0,62	21,1
Топливо печное бытовое	тонна	1,450	42,5	2,27	77,4	0,62	21,1
Газ сжиженный нефтяной	тонна	1,570	46,0	1,85	63,1	0,50	17,2
Другие моторные топлива	тонна	1,470	43,1	2,11	71,9	0,58	19,6
Нефтебитум	тонна	1,350	39,6	2,37	80,7	0,65	22,0
Этан	тонна	1,583	46,4	1,81	61,6	0,49	16,8
Пропан	тонна	1,570	46,0	1,87	63,8	0,51	17,4
Бутан	тонна	1,570	46,0	1,82	62,0	0,50	16,9
Пропан и бутан сжиженные, газы углеводородные и их смеси сжиженные	тонна	1,570	46,0	1,85	63,2	0,51	17,3
Лигроин	тонна	1,536	45,0	2,15	73,3	0,59	20,0
Смазочные материалы	тонна	1,372	40,2	2,15	73,3	0,59	20,0
Газ нефтеперерабатывающих предприятий сухой	тонна	1,500	44,0	1,30	44,4	0,35	12,1
Кокс нефтяной и сланцевый	тонна	1,080	31,7	2,86	97,5	0,78	26,6
Другие нефтепродукты	тонна	1,430	41,9	2,15	73,3	0,59	20,0
Твердые топлива (уголь и продукты переработки угля)
Рядовой уголь месторождений: <1>
уголь донецкий	тонна	0,876	25,7	2,65	90,2	0,72	24,6
уголь кузнецкий	тонна	0,867	25,4	2,69	91,9	0,73	25,1
уголь карагандинский	тонна	0,726	21,3	2,76	94,2	0,75	25,7
уголь подмосковный	тонна	0,335	9,82	2,79	95,0	0,76	25,9
уголь воркутинский	тонна	0,822	24,1	2,71	92,6	0,74	25,3
уголь интинский	тонна	0,649	19,0	2,73	93,1	0,75	25,4
уголь челябинский	тонна	0,552	16,2	2,78	94,9	0,76	25,9
уголь свердловский	тонна	0,330	9,67	2,76	94,2	0,75	25,7
уголь башкирский	тонна	0,264	7,74	2,76	94,2	0,75	25,7
уголь нерюнгринский	тонна	0,987	28,9	2,76	94,2	0,75	25,7
уголь якутский	тонна	0,751	22,0	2,76	94,2	0,75	25,7
уголь черемховский	тонна	0,752	22,0	2,75	94,0	0,75	25,7
уголь азейский	тонна	0,483	14,2	2,75	93,9	0,75	25,6
уголь читинский	тонна	0,483	14,2	2,90	98,9	0,79	27,0
уголь гусиноозерский	тонна	0,506	14,8	2,78	94,9	0,76	25,9
уголь хакасский	тонна	0,727	21,3	2,77	94,4	0,76	25,8
уголь канско-ачинский	тонна	0,516	15,1	2,87	98,1	0,78	26,8
уголь тувинский	тонна	0,906	26,6	2,76	94,2	0,75	25,7
уголь тунгусский	тонна	0,754	22,1	2,76	94,2	0,75	25,7
уголь магаданский	тонна	0,701	20,5	2,73	93,1	0,75	25,4
уголь арктический (шпицбергенский)	тонна	0,669	19,6	2,76	94,2	0,75	25,7
уголь норильский	тонна	0,761	22,3	2,76	94,2	0,75	25,7
уголь огоджинский	тонна	0,447	13,1	2,76	94,2	0,75	25,7
уголь камчатский	тонна	0,323	9,47	2,73	93,1	0,75	25,4
уголь Приморья	тонна	0,506	14,8	2,73	93,1	0,75	25,4
уголь экибастузский	тонна	0,628	18,4	2,77	94,6	0,76	25,8
уголь алтайский	тонна	0,782	22,9	2,76	94,2	0,75	25,7
уголь тугнуйский	тонна	0,692	20,3	2,76	94,2	0,75	25,7
уголь прочих месторождений	тонна	0,768	22,5	2,76	94,2	0,75	25,7
уголь импортный	тонна	0,768	22,5	2,76	94,2	0,75	25,7
Антрацит	тонна	0,911	26,7	2,88	98,3	0,79	26,8
Коксующийся уголь	тонна	0,962	28,2	2,77	94,6	0,76	25,8
Каменный уголь	тонна	0,768	22,5	2,77	94,6	0,76	25,8
Бурый уголь	тонна	0,467	13,7	2,96	101,0	0,81	27,6
Сланцы горючие	тонна	0,300	8,79	3,14	107,0	0,86	29,2
Брикеты угольные	тонна	0,605	17,7	2,86	97,5	0,78	26,6
Газ горючий искусственный коксовый	тыс. м3	0,570	16,7	1,30	44,4	0,35	12,1
Газ горючий искусственный доменный	тыс. м3	0,430	12,6	7,62	260,0	2,08	71,0
Кокс металлургический	тонна	0,990	29,0	3,14	107,0	0,86	29,2
Смола каменноугольная коксохимических заводов	тонна	1,300	38,1	2,37	80,7	0,65	22,0
Природный газ
Газ горючий природный (естественный)	тыс. м3	1,154	33,8	1,59	54,4	0,43	14,8
Газ компримированный	тыс. м3	1,154	33,8	1,59	54,4	0,43	14,8
Газ сжиженный	тыс. м3	1,570	46,0	1,65	56,4	0,45	15,4
Торф
Торф топливный	тонна	0,340	10,0	3,11	106,0	0,85	28,9
Брикеты и полубрикеты торфяные	тонна	0,600	17,6	3,11	106,0	0,85	28,9
Отходы
Отходы бытовые (небиологическая фракция)	тонна	0,341	10,0	2,69	91,7	0,73	25,0
Прочие горючие отходы технологических производств	тонна у.т.	1,000	29,3	4,19	143,0	1,14	39,0
Нефтяные отходы	тонна	1,372	40,2	2,12	72,2	0,58	19,7

<1> Приведенные значения учитывают неполное окисление углерода твердого топлива при сжигании, поэтому при их использовании для расчета выбросов по формуле (1.1) методических указаний коэффициент окисления () принимается равным 1.

Таблица 1.2 — Плотность диоксида углерода и метана для различных условий измерения

N	Условия измерений	Плотность диоксида углерода (), кг/м3	Плотность метана (), кг/м3
1	273,15 K (0 °C); 101,325 кПа	1,9768	0,7170
2	288,15 K (15 °C); 101,325 кПа	1,8738	0,6797
3	293,15 K (20 °C); 101,325 кПа	1,8393	0,6680

2. Сжигание в факелах

2.1. В данную категорию источников выбросов парниковых газов включаются выбросы и , возникающие в результате сжигания на факельных установках природного газа, попутного нефтяного газа, шахтного метана и других углеводородных смесей от продувки скважин, дегазации и вентиляции угольных шахт, опорожнения и продувки технологического оборудования и трубопроводов, утилизации некондиционных углеводородных смесей, нейтрализации выбросов загрязняющих веществ и других технологических операций.

2.2. В данную категорию источников выбросов парниковых газов не включаются выбросы парниковых газов от стационарного сжигания углеводородных смесей, осуществляемого для энергетических и технологических целей, а также выбросы при аварийных и чрезвычайных ситуациях. Выбросы от стационарного сжигания топлива, за исключением сжигания в факелах, определяются в соответствии с разделом «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям.

2.3. Выбросы , потенциально возникающие при сжигании углеводородных смесей в факелах, не учитываются.

2.4. Количественное определение выбросов парниковых газов от сжигания на факельных установках углеводородных смесей выполняется по формуле (2.1). При использовании в организации нескольких факельных установок с различной эффективностью сжигания углеводородных смесей расчет выполняется для каждой установки отдельно.

, (2.1)

где

— выбросы i-парникового газа от сжигания углеводородных смесей на факельной установке за период y, т;

— расход j-углеводородной смеси на факельной установке за период y, тыс. м3 (т);

— коэффициент выбросов i-парникового газа от сжигания j-углеводородной смеси на факельной установке за период y, т/тыс. м3 (т/т);

i — , ;

j — вид углеводородной смеси;

n — количество видов углеводородных смесей, сжигаемых на факельной установке.

2.5. Расход углеводородной смеси () на факельных установках в организации должен включать все виды сжигаемых углеводородных смесей за отчетный период, а также расход топлива, используемого на поддержание горения факела.

2.6. Коэффициент выбросов и от сжигания углеводородной смеси на факельной установке () рассчитывается по формулам (2.2 — 2.5).

Расчет коэффициента выбросов :

, (2.2)

где

— коэффициент выбросов от сжигания j-углеводородной смеси на факельной установке за период y, т /тыс. м3;

— содержание в j-углеводородной смеси за период y, % об. (% мол.);

— содержание i-компонента (кроме ) в j-углеводородной смеси, % об. (% мол.);

— количество молей углерода на моль i-компонента углеводородной смеси;

— коэффициент недожога j-углеводородной смеси на факельной установке за период y, доля;

, (2.3)

где

— коэффициент выбросов от сжигания j-углеводородной смеси на факельной установке за период y, т /тыс. м3;

— содержание в j-углеводородной смеси за период y, % мас.;

— содержание i-компонента (кроме ) в j-углеводородной смеси, % мас.;

— количество молей углерода на моль i-компонента углеводородной смеси;

— молярная масса i-компонента газообразного топлива, г/моль;

— коэффициент недожога j-углеводородной смеси на факельной установке за период y, доля;

— плотность j-углеводородной смеси за период y, кг/м3;

44,011 — молярная масса .

Расчет коэффициента выбросов :

, (2.4)

где

— коэффициент выбросов от сжигания j-углеводородной смеси на факельной установке за период y, т /тыс. м3;

— содержание в j-углеводородной смеси за период y, % об. (% мол.);

— коэффициент недожога j-углеводородной смеси на факельной установке за период y, доля;

— плотность метана, кг/м3 (принимается по таблице 1.2)

, (2.5)

где

— коэффициент выбросов от сжигания j-углеводородной смеси на факельной установке за период y, т /т;

— содержание в j-углеводородной смеси за период y, % мас.;

— коэффициент недожога j-углеводородной смеси на факельной установке за период y, доля.

2.7. При отсутствии фактических данных по компонентному химическому составу углеводородной смеси, сжигаемой на факельной установке за отчетный период, используются значения коэффициентов выбросов, представленные в таблице 2.1 приложения N 2 к методическим указаниям, либо иные справочные данные в соответствии с пунктом 12 методических указаний.

2.8. Коэффициент недожога углеводородной смеси на факельной установке () определяется экспериментально или принимается в соответствии с таблицей 2.2 приложения N 2 к методическим указаниям в зависимости от условий сжигания углеводородных смесей (бессажевое/сажевое сжигание). При отсутствии фактических данных об условиях сжигания углеводородных смесей на факельной установке (бессажевом/сажевом сжигании) значения коэффициента недожога () принимается для месторождений или перерабатывающих предприятий в соответствии с таблицей 2.2.

Таблица 2.1 — Коэффициенты выбросов парниковых газов при сжигании углеводородных смесей на факельных установках, применяемых при отсутствии фактических данных о компонентном составе сжигамой углеводородной смеси

N	Вид углеводородной смеси	Коэффициент выбросов ()	Коэффициент выбросов (), % об.
т/т	т/тыс. м3	т/т	т/тыс. м3
1	Газ природный	2,6986	1,8263	0,0006	0,0004
2	Попутный нефтяной газ	2,6121	3,3689	0,0041	0,0053
3	Газ дегазации угольных пластов	1,8863	1,6294	0,0206	0,0178
4	Газ газоконденсатных месторождений	2,7470	2,0245	0,0005	0,0004

Таблица 2.2 — Коэффициенты недожога углеводородной смеси на факельной установке

N	Условия сжигания на факельной установке	Коэффициент недожога, доля
1	Бессажевое сжигание (в том числе природного газа, некондиционных газовых и газоконденсатных смесей)	0,0006
2	Сажевое сжигание (в том числе некондиционного углеводородного конденсата)	0,035
3	Нефтяные, газоконденсатные и газовые месторождения	0,02
4	Нефтеперерабатывающие, нефтехимические, химические, металлургические и прочие предприятия	0,005

3. Фугитивные выбросы

3.1. Категория источников «фугитивные выбросы» включает организованные и неорганизованные выбросы и в атмосферу, возникающие в результате технологических операций, осуществляемых при добыче, транспортировке, хранении и переработки нефти и природного газа, а также при добыче угля подземным способом.

3.2. В количественное определение фугитивных выбросов парниковых газов в организациях включаются организованные постоянные или залповые выбросы в результате удаления технологических газов в атмосферу через свечи и дефлекторы (отведение, рассеивание, стравливание) без сжигания или каталитического окисления. Технологические операции, приводящие к фугитивным выбросам, связанные с нефтью и газом, включают продувки скважин, технологических трубопроводов, участков газопроводов, технологического оборудования; стравливание из технологического оборудования, из коммуникаций, участков газопроводов; вытеснение воздуха газом; выветривание (дегазация); пуски, остановки, изменение режимов работы газоперекачивающих агрегатов, а также технологические операции, осуществляемые при добыче угля подземным способом (дегазация сопутствующих газов из угольных пластов и вентиляция воздуха угольных шахт).

3.3. В количественное определение фугитивных выбросов парниковых газов в организациях не включаются неорганизованные выбросы в результате утечек из технологического оборудования через сварные швы, фланцевые и резьбовые соединения, сальниковые уплотнения, штоки кранов, выбросы от добычи угля открытым способом, низкотемпературного окисления и неконтролируемого сжигания угля после добычи, выбросы от закрытых скважин и угольных шахт, выбросы при аварийных и чрезвычайных ситуациях.

3.4. Выбросы от стационарного сжигания топлива для технологических и энергетических целей и сжигания в факелах, осуществляемых при операциях, связанных с добычей и переработкой нефти, природного газа и угля, учитываются с использованием методов, изложенных в разделах «Стационарное сжигание топлива», «Нефтепереработка», «Производство кокса», «Нефтехимическое производство», «Черная металлургия» приложения N 2 к методическим указаниям.

3.5. Количественное определение фугитивных выбросов парниковых газов осуществляется расчетным методом на основе данных о расходе углеводородной смеси для осуществления технологических операций или объеме их отведения (стравливания, рассеивания) без сжигания или каталитического окисления. Расчет выполняется по формуле (3.1):

, (3.1)

где

— фугитивные выбросы i-парникового газа за период y, т;

— расход j-углеводородной смеси на технологические операции (объем отведения без сжигания) за период y, тыс. м3;

— содержание i-парникового газа в j-углеводородной смеси за период y, % об.;

— плотность i-парникового газа, кг/м3 (принимается по таблице 1.2);

i — , ;

j — вид углеводородной смеси;

n — количество видов углеводородных смесей, используемых на технологические операции (отводимых без сжигания).

3.6. Расход углеводородной смеси на технологические операции и объем отведения углеводородных смесей без сжигания () определяется по фактическим инструментальным или расчетным данным за отчетный период.

3.7. При отсутствии фактических данных по компонентному химическому составу углеводородных смесей значения содержания () и () принимаются согласно данным, приведенным в таблице 3.1 приложения N 2 к методическим указаниям, либо иным справочным данным в соответствии с пунктом 12 методических указаний.

Таблица 3.1 — Значения концентрации метана и диоксида углерода для определения фугитивных выбросов, применимых при отсутствии фактических данных компонентного состава углеводородной смеси

N	Вид углеводородной смеси	Содержание (), % об.	Содержание (), % об.
1	Газ природный (сероводородсодержащие месторождения)	51,5	14,2
2	Газ природный	98,4	0,04
3	Попутный нефтяной газ	89,8	8,4
4	Газ дегазации угольных пластов	76,0	10,6

4. Нефтепереработка

4.1. Данная категория источников выбросов парниковых газов включает выбросы от промышленных процессов связанных с переработкой нефти на нефтеперерабатывающих предприятиях, возникающие в результате стационарного сжигания топлива, сжигания углеводородных смесей в факелах, каталитических процессов крекинга и риформинга, прокалки кокса и производства водорода, а также выбросы от сжигания углеводородных смесей в факелах.

4.2. Потенциальные выбросы парниковых газов в нефтеперерабатывающем производстве, связанные также с производством нефтяного кокса и окисленных битумов, сероочисткой, неорганизованными выбросами в результате утечек газообразного топлива, являются незначительными и могут не оцениваться.

4.3. Данная категория источников выбросов не включает выбросы парниковых газов от стационарного сжигания топлива, не связанного непосредственно с процессами нефтепереработки, а также выбросы при аварийных и чрезвычайных ситуациях. Выбросы и , потенциально возникающие при переработке нефти, не учитываются.

4.4. Количественное определение выбросов от стационарного сжигания топлива в технологических процессах нефтепереработки выполняется в соответствии с разделом «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям.

4.5. Количественное определение выбросов от сжигания углеводородных смесей в факелах на нефтеперерабатывающих предприятиях выполняется в соответствии с разделом «Сжигание в факелах» приложения N 2 к методическим указаниям.

4.6. Количественное определение выбросов от каталитических процессов переработки нефти, возникающих при выжиге кокса катализаторов (регенерации катализаторов) выполняется по формуле (4.1):

, (4.1)

где

— выбросы от регенерации катализаторов за период y, т ;

— выгорание кокса на катализаторе в регенераторах установок каталитических процессов нефтепереработки за период y, т;

— содержание углерода в коксе за период y, т C/т кокса;

3,664 — коэффициент перевода, т /т C.

Масса кокса, выжигаемого при регенерации катализаторов () принимается по фактическим данным организации за отчетный период. Содержание углерода в коксе () определяется по фактическим данным организации за отчетный период или поставщика катализаторов, а при отсутствии таких данных принимается по умолчанию равным 0,94 т C/т кокса. Масса сгоревшего углерода при регенерации катализатора ( x ) может определяться по фактическим данным измерений в соответствии с пунктами 4.6.1, 4.6.2.

4.6.1. Для процесса каталитического крекинга, в котором регенерация катализатора происходит непрерывно, масса сгоревшего углерода определяется по формулам:

, (4.1.1)

где

— масса сгоревшего углерода при регенерации катализатора за период y, т;

— масса сырья, переработанного за период y, т;

— средневзвешенный выход углерода за период y, для которого определяется выброс парниковых газов, % мас.

, (4.1.2)

где

— расчетный выход углерода, одного из нескольких измерений, выполненных за период времени, для которого определяется выброс парниковых газов, % мас.;

— масса сырья, переработанного за период времени между i-тым и i + 1 определением выхода углерода, т;

i — номер измерения, многократно выполняемого в течение периода y;

n — количество измерений каталитического крекинга за период y, для которого определяется выброс парниковых газов.

, (4.1.3)

Выход углерода каталитического крекинга () определяется путем одновременной фиксации массовых расходов сырья и продуктов установки каталитического крекинга, измерения расхода дымовых газов регенератора, давления, температуры газов, также концентрации CO, в отходящих газах. По данным измерений составляется материальный баланс установки, производится расчет массы углерода сжигаемого на катализаторе в единицу времени на момент фиксации параметров. Выход углерода определяется делением массы углерода, сжигаемого на катализаторе в единицу времени на расход сырья в момент фиксации параметров.

4.6.2. Для процессов гидрокрекинга, риформинга, гидроочистки, в которых регенерация катализатора происходит периодически, масса углерода сгоревшего при регенерации катализатора определяется по формуле:

, (4.1.4)

где

— масса сгоревшего углерода при регенерации катализатора за период y, т;

— масса регенерируемого катализатора, т;

— уменьшение содержания углерода на катализаторе при регенерации, % мас.

4.7. Количественное определение выбросов от прокалки кокса выполняется по формуле (4.2):

, (4.2)

где

— выбросы от прокалки нефтяного кокса за период y, т ;

— количество сырого кокса, поступившего на установку прокалки кокса за период y, т;

— содержание углерода в сыром коксе, поступившем на установку прокалки кокса за период y, т C/т;

— количество прокаленного кокса, полученного на установке прокалки кокса за период y, т;

— количество пыли от установки прокалки нефтяного кокса, уловленной системой пылеочистки за период y, т;

— содержание углерода в прокаленном коксе за период y, т C/т;

3,664 — коэффициент перевода, т/т C.

Количество сырого кокса, поступившего на установку прокалки кокса (), количество прокаленного кокса () и количество уловленной пыли () принимается по фактическим данным организации за отчетный период. Содержание углерода в сыром коксе () и прокаленном коксе определяется по фактическим данным организации за отчетный период в соответствии с разделом «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям или при отсутствии необходимых данных принимается по таблице 1.1 приложения N 2 к методическим указаниям, либо иным справочным данным в соответствии с пунктом 12 методических указаний.

4.8. Количественное определение выбросов от производства водорода выполняется по формуле (4.3):

, (4.3)

где

— выбросы от производства водорода за период y, т ;

— расход i-углеродсодержащего сырья (топлива) на производство водорода за период y, т, тыс. м3, т у.т. или ТДж;

— содержание углерода в i-углеродсодержащем сырье (топливе) за период y, т C/ед.;

i — вид углеродсодержащего сырья (топлива).

Расход углеродсодержащего сырья (топлива) на производство водорода () принимается по фактическим данным организации за отчетный период. Содержание углерода в углеродсодержащем сырье (топливе) () определяется по фактическим данным организации за отчетный период в соответствии с разделом «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям или при отсутствии необходимых данных принимается по таблице 1.1 приложения N 2 к методическим указаниям.

5. Производство кокса

5.1. Данная категория источников выбросов парниковых газов включает выбросы при производстве кокса, возникающие в результате сжигания топлива в печах коксования, окисления углерода кокса и коксующихся углей, сжигания сопутствующих продуктов производства кокса.

5.2. Данная категория источников выбросов не включает выбросы парниковых газов от стационарного сжигания топлива, не связанного непосредственно с производством кокса, утечек, связанных с распределением газообразного топлива, и выбросы при аварийных и чрезвычайных ситуациях.

Выбросы от стационарного сжигания топлива, не связанного непосредственно с производством кокса, определяются в соответствии с разделом «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям. Если в организации не ведется раздельный учет сжигания топлива, коксового газа и других сопутствующих продуктов производства кокса в стационарных установках, не связанных непосредственно с производством кокса, выбросы от сжигания топлива в таких установках могут определяться в совокупности с выбросами от производства кокса в целом по организации с использованием формулы (5.1).

В тех случаях, когда производство кокса входит в состав предприятия черной металлургии, объем выбросов от производства кокса может определяться в совокупности с выбросами от других производств и источников металлургического предприятия в порядке, предусмотренном в разделе «Черная металлургия» приложения N 2 к методическим указаниям.

Выбросы от сжигания коксового газа на факельных установках учитываются в соответствии с разделом «Сжигание в факелах» приложения N 2 к методическим указаниям, если объем сжигаемого на факелах коксового газов учитывается как сопутствующая продукция или отходы, не возвращенные в производство кокса.

5.3. Выбросы и , потенциально возникающие при производстве кокса, не учитываются.

5.4. Количественное определение выбросов выполняется на основе составления углеродного баланса производства кокса с учетом всех входящих и выходящих материальных потоков по формуле (5.1):

, (5.1)

где

— выбросы от производства кокса за период y, т ;

— расход коксующихся углей на производство кокса за период y, т;

— содержание углерода в коксующихся углях за период y, т C/т;

— расход j-топлива на производство кокса за период y, т, тыс. м3, т у.т. или ТДж;

— содержание углерода в j-топливе за период y, т C/ед.;

— производство кокса за период y, т;

— содержание углерода в коксе за период y, т C/т;

— производство сопутствующей продукции или образование отходов, не возвращенных в производство кокса, за период y, т, тыс. м3, т у.т. или ТДж;

— содержание углерода в сопутствующей продукции или отходах, т C/ед.;

j — вид топлива (природный газ, коксовый газ, другие виды топлива);

l — вид сопутствующей продукции или отходов (коксовый газ, каменноугольная смола, бензол, другие).

5.5. Количество производимого кокса (), сопутствующей продукции и отходов (), расходуемых коксующихся углей () и топлива () определяются по фактическим данным организации за отчетный период в соответствии с пунктом 12 настоящих методических указаний.

При использовании в шихте для коксования углей, отличных от коксующихся, они должны быть также учтены в расчетах, как входящие углеродсодержащие материалы (). Расход топлива на производство кокса () не должен включать коксовый газ, полученный в процессе производства кокса. Выход сопутствующей продукции и отходов () не должен включать коксовый газ и другие продукты коксования, сжигаемые на факельных установках или печах дожига.

5.6. Содержание углерода в коксе (), сопутствующей продукции и отходах (), в коксующемся угле () и топливе () принимается по фактическим данным организации за отчетный период. При отсутствии фактических данных используются значения, приведенные в таблице 1.1 приложения N 2 к методическим указаниям, либо иные справочные данные в соответствии с пунктом 12 методических указаний.

6. Производство цемента

6.1. Данная категория источников выбросов парниковых газов включает выбросы , возникающие при производстве цемента в процессе получения клинкера в результате кальцинации (высокотемпературного разложения) карбонатного сырья, а также при использовании углеродсодержащих некарбонатных материалов при производстве клинкера.

6.2. В данную категорию источников парниковых газов не включаются выбросы от сжигания топлива в печах обжига при производстве клинкера и других стационарных источников выбросов. Выбросы от стационарного сжигания топлива определяются в соответствии с разделом «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям.

6.3. При производстве цемента может применяться сырье и топливо, содержащие биомассу, в результате использования которых возникают дополнительные выбросы парниковых газов. При выполнении организациями количественной оценки выбросов парниковых газов от использования биомассы, эти данные не суммируются с другими выбросами парниковых газов.

6.4. Количественное определение выбросов от производства цемента выполняется для отдельных обжиговых печей, технологий производства цемента или по организации в целом одним из следующих методов:

расчет выбросов на основе данных о расходе карбонатного сырья и углеродсодержащих нетопливных материалов;

расчет выбросов на основе данных о производстве клинкера и расходе углеродсодержащих нетопливных материалов.

Выбор метода количественного определения выбросов осуществляется организациями исходя из доступности исходных данных для выполнения расчетов по формулам (6.1, 6.2) и обеспечения наилучшей точности результатов.

6.5. Расчет выбросов на основе данных о расходе карбонатного сырья и углеродсодержащих нетопливных материалов

6.5.1. Расчет выбросов выполняется по формуле (6.1):

, (6.1)

где

— выбросы от производства цемента за период y, т ;

— масса карбоната j, израсходованного в обжиговой печи за период y, т;

— коэффициент выбросов для карбоната j, т /т;

— степень кальцинирования карбоната j за период y, доля;

— масса цементной пыли, не возвращенной в обжиговую печь за период y, т;

— массовая доля исходного карбоната j в составе цементной пыли, не возвращенной в обжиговую печь за период y, доля;

— степень кальцинирования цементной пыли, не возвращенной в обжиговую печь, доля;

— расход углеродсодержащего нетопливного сырьевого материала k, т;

— содержание углерода в составе нетопливного сырьевого материала k, доля;

3,664 — коэффициент перевода, т /т C;

j — вид карбоната, подаваемого в обжиговую печь (кальцит, магнезит и другие);

n — количество видов карбонатов, подаваемых в обжиговую печь;

k — вид углеродсодержащего нетопливного сырьевого материала, подаваемого в обжиговую печь (кероген, зольная пыль и другие);

m — количество углеродсодержащих нетопливных сырьевых материалов, подаваемых в обжиговую печь.

6.5.2. Масса карбоната j, израсходованного в обжиговой печи за отчетный период () определяется по результатам измерений (взвешивания) карбонатного сырья за вычетом содержания влаги и примесей (при наличии соответствующих данных). Расход карбонатного сырья, которое не подвергается обжигу, а используется на этапе конечного размола при приготовлении цемента, исключается из рассмотрения. Значение коэффициента выбросов для карбоната j () принимается по таблице 6.1 приложения N 2 к методическим указаниям или при отсутствии необходимых данных рассчитывается как стехиометрическое отношение молекулярной массы к молекулярной массе карбоната. Степень кальцинирования карбоната j () определяется на основе фактических данных измерений содержания карбонатов в клинкере отнесенных к общему количеству, израсходованных карбонатов за отчетный период, выраженных в тоннах, а при отсутствии фактических данных принимается для всего карбонатного сырья равным 1,0 (или 100%).

6.5.3. Поправка (уменьшение) количества выбросов от производства цемента, связанная с неполным кальцинированием карбонатов удаленных с цементной пылью, осуществляется организациями в случае, если в организации имеются фактические данные о степени кальцинировании карбонатов в составе цементной пыли. В противном случае, степень кальцинирования цементной пыли () принимается равной 1,0 (или 100%), что дает нулевую вычитаемую поправку.

6.5.4. Масса цементной пыли, не возвращенной в обжиговую печь за отчетный период (), оценивается организациями на основе результатов измерений или расчетов. Массовая доля исходного карбоната j в составе цементной пыли, не возвращенной в обжиговую печь (), принимается равной доли соответствующего карбоната j в составе сырья, израсходованного в обжиговой печи за отчетный период. Степень кальцинирования цементной пыли, не возвращенной в обжиговую печь (), определяется по фактическим данным измерений. Значение коэффициента выбросов для карбоната j () принимается по таблице 6.1 приложения N 2 к методическим указаниям или при отсутствии необходимых данных рассчитывается как стехиометрическое отношение молекулярной массы к молекулярной массе карбоната.

6.5.5. При использовании в обжиговых печах углеродсодержащих нетопливных сырьевых материалов, за исключением карбонатов, организации определяют расход таких материалов за отчетный период () по результатам фактических измерений (взвешивания), а содержание углерода в них за отчетный период () принимается по результатам испытаний или справочным данным.

6.6. Расчет выбросов на основе данных о производстве клинкера и расходе углеродсодержащих нетопливных материалов

6.6.1. Расчет выбросов выполняется по формуле (6.2):

, (6.2)

где

— выбросы от производства цемента за период y, т ;

— производство клинкера за период y, т;

— массовая доля i-оксида (CaO, MgO) в клинкере, полученного при кальцинировании карбонатного сырья за период y, доля;

— коэффициент выбросов для оксида i, полученного из карбонатного сырья т /т;

— масса цементной пыли, не возвращенной в обжиговую печь за период y, т;

— массовая доля i-оксида (CaO, MgO) в цементной пыли, не возвращенной в обжиговую печь за период y, доля;

— расход углеродсодержащего нетопливного сырьевого материала k, т;

— содержание углерода в составе нетопливного сырьевого материала k, доля;

3,664 — коэффициент перевода, т /т C;

i — оксиды (CaO, MgO) в клинкере и цементной пыли;

n — количество видов оксидов (CaO, MgO) в клинкере и цементной пыли;

m — количество видов карбонатов, подаваемых в обжиговую печь.

6.6.2. Производство клинкера () принимается по фактическим данным организации за отчетный период. Массовое содержание CaO и MgO в клинкере, полученного при кальцинирования карбонатного сырья () определяется по результатам лабораторных измерений содержания соответствующих оксидов в клинкере за отчетный период за вычетом доли оксидов, поступающих из некарбонатного сырья и содержащихся в не кальцинированных карбонатах в клинкере. Если некарбонатные источники CaO и MgO не применяются при производстве клинкера и лабораторные измерения содержания не кальцинированных карбонатов в клинкере на проводятся, значение () принимается равным содержанию соответствующих оксидов в клинкере. Значение коэффициента выбросов для i-оксида () принимается по таблице 6.2 приложения N 2 к методическим указаниям.

6.6.3. Масса цементной пыли, не возвращенной в обжиговую печь за отчетный период (), оценивается организациями на основе результатов измерений или расчетов. Массовое содержание CaO и MgO в цементной пыли, не возвращенной в обжиговую печь за отчетный период (), определяется по результатам лабораторных измерений содержания соответствующих оксидов в цементной пыли за отчетный период за вычетом доли оксидов, поступающих из некарбонатного сырья и содержащихся в не кальцинированных карбонатах цементной пыли. Значение массовой доли CaO и MgO в цементной пыли () принимается равным соответствующему значению для клинкера (), в случае, если данных лабораторных измерений отсутствуют. Значение коэффициента выбросов для i-оксида () принимается по таблице 6.2 приложения N 2 к методическим указаниям.

6.6.4. При использовании в обжиговых печах углеродсодержащих нетопливных сырьевых материалов, за исключением карбонатов, организации определяют расход таких материалов за отчетный период () по результатам фактических измерений (взвешивания), а содержание углерода в них за отчетный период () принимается по результатам испытаний или справочным данным.

Таблица 6.1 — Коэффициенты выбросов для некоторых карбонатов

Таблица 6.2 — Коэффициенты выбросов для некоторых оксидов, полученных из карбонатного сырья

7. Производство извести

7.1. Данная категория источников выбросов парниковых газов включает выбросы , образующиеся при производстве извести, обжиге известняка, доломита и магнезита в результате кальцинации (высокотемпературного разложения) карбонатного сырья (, , ) с получением извести всех типов, включая гашенную (гидратированную) известь.

7.2. В данную категорию источников парниковых газов не включаются выбросы от сжигания топлива в печах обжига при производстве извести и других стационарных источников выбросов. Выбросы от стационарного сжигания топлива определяются в соответствии с разделом «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям.

В тех случаях, когда производство извести входит в состав предприятия черной металлургии, объем выбросов от производства извести может определяться в совокупности с выбросами от других производств и источников металлургического предприятия в порядке, предусмотренном в разделе «Черная металлургия» приложения N 2 к методическим указаниям.

7.3. Количественное определение выбросов от производства извести выполняется для отдельных обжиговых печей, технологий производства извести или по организации в целом одним из следующих методов:

расчет выбросов на основе данных о расходе карбонатного сырья;

расчет выбросов на основе данных о производстве извести.

Выбор метода количественного определения выбросов осуществляется организациями исходя из доступности исходных данных для выполнения расчетов по формулам (7.1, 7.2) и обеспечения наилучшей точности результатов.

7.4. Расчет выбросов на основе данных о расходе карбонатного сырья

7.4.1. Расчет выбросов выполняется по формуле (7.1):

, (7.1)

где

— выбросы от производства извести за период y, т ;

— масса карбоната j, израсходованного в обжиговой печи за период y, т;

— коэффициент выбросов для карбоната j, т /т;

— степень кальцинирования карбоната j за период y, доля;

— масса известковой пыли, образованной за период y, т;

— массовая доля исходного карбоната j в составе известковой пыли за период y, доля;

— степень кальцинирования известковой пыли, доля;

j — вид карбоната, подаваемого в обжиговую печь (кальцит, магнезит и другие);

n — количество видов карбонатов, подаваемых в обжиговую печь.

7.4.2. Масса карбоната j, израсходованного в обжиговой печи за отчетный период () определяется организациями по результатам измерений (взвешивания) карбонатного сырья за вычетом содержания влаги и примесей (при наличии соответствующих данных). Значение коэффициента выбросов для карбоната j () принимается по таблице 6.1 приложения N 2 к методическим указаниям или при отсутствии необходимых данных рассчитывается как стехиометрическое отношение молекулярной массы к молекулярной массе карбоната. Степень кальцинирования карбоната j () определяется на основе фактических данных измерений содержания карбонатов в извести отнесенных к общему количеству, израсходованных карбонатов за отчетный период, выраженных в тоннах, а при отсутствии фактических данных принимается для всего карбонатного сырья равным 1,0 (или 100%).

7.4.3. Поправка (уменьшение) количества выбросов от производства извести, связанная с неполным кальцинированием карбонатов удаленных с известковой пылью и другими сопутствующими продуктами и отходами производства, осуществляется организациями в случае, если в организации имеются фактические данные о степени кальцинировании карбонатов в составе известковой пыли и других сопутствующих отходах. В противном случае, степень кальцинирования известковой пыли () принимается равной 1,0 (или 100%), что дает нулевую вычитаемую поправку.

7.4.4. Масса известковой пыли, образованной при производстве извести за отчетный период (), оценивается организациями на основе результатов измерений или расчетов. Массовая доля исходного карбоната j в составе известковой пыли, не возвращенной в обжиговую печь (), принимается равной доли соответствующего карбоната j в составе сырья, израсходованного в обжиговой печи за отчетный период. Степень кальцинирования известковой пыли, не возвращенной в обжиговую печь (), определяется по фактическим данным измерений. Значение коэффициента выбросов для карбоната j () принимается по таблице 6.1 приложения N 2 к методическим указаниям или при отсутствии необходимых данных рассчитывается как стехиометрическое отношение молекулярной массы CO2 к молекулярной массе карбоната.

7.5. Расчет выбросов на основе данных о производстве извести

7.5.1. Расчет выбросов выполняется по формуле (7.2):

, (7.2)

где

— выбросы CO2 от производства извести за период y, т ;

— производство извести за период y, т;

— массовая доля i-оксида (CaO, MgO) в извести за период y, доля;

— коэффициент выбросов для оксида i, полученного из карбонатного сырья, т /т;

— масса известковой пыли, образованной за период y, т;

— массовая доля i-оксида (CaO, MgO) в известковой пыли за период y, доля;

i — оксиды (CaO, MgO) в извести и известковой пыли;

n — количество видов оксидов (CaO, MgO) в извести и известковой пыли.

7.5.2. Производство извести () принимается по фактическим данным организации за отчетный период. Массовое содержание CaO и MgO в извести, полученных при кальцинирования карбонатного сырья () определяется по результатам лабораторных измерений содержания соответствующих оксидов в извести за отчетный период за вычетом доли оксидов, поступающих из некарбонатного сырья и содержащихся в не кальцинированных карбонатах извести. Значение коэффициента выбросов для i-оксида () принимается по таблице 6.2 приложения N 2 к методическим указаниям.

7.5.3. Масса известковой пыли, образованной при производстве извести за отчетный период (), оценивается организациями на основе результатов измерений или расчетов. Массовое содержание CaO и MgO в известковой пыли, образованной за отчетный период (), определяется по результатам лабораторных измерений содержания соответствующих оксидов в известковой пыли за отчетный период за вычетом доли оксидов, поступающих из некарбонатного сырья и содержащихся в не кальцинированных карбонатах известковой пыли. Значение коэффициента выбросов для i-оксида () принимается по таблице 6.2 приложения N 2 к методическим указаниям.

7.5.4. В расчет выбросов от производства извести по формуле (7.2) должны быть включены другие продукты и отходы производства извести, за исключением известковой пыли, в случае их образования за отчетный период. Расчет выполняется также как для известковой пыли с учетом массы образования материалов и содержанием в них оксидов CaO и MgO, полученных из карбонатного сырья.

8. Производство стекла

8.1. Данная категория источников выбросов парниковых газов включает выбросы при производстве всех типов стекла, включая тарное стекло, листовое стекло, стекловолокно и стеклянной ваты (категория минеральной ваты), возникающие от стекловаренных печей непрерывного или периодического действия в результате высокотемпературного расплавления карбонатов щелочных и щелочноземельных элементов (, , , , и другие).

8.2. В данную категорию источников парниковых газов не включаются выбросы от сжигания топлива в стекловаренных печах и других стационарных источниках выбросов, а также окисления углеродсодержащих добавок. Выбросы от стационарного сжигания топлива определяются в соответствии с разделом «стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям.

8.3. Количественное определение выбросов при производстве стекла осуществляется расчетным методом для отдельных стекловаренных печах или организации в целом по формуле (8.1):

, (8.1)

где

— выбросы от производства стекла за период y, т ;

— масса карбоната j, израсходованного в стекловаренных печах за период y, т;

— коэффициент выбросов для карбоната j, т /т;

— степень кальцинирования карбоната j за период y, доля;

j — вид карбоната, подаваемого в обжиговую печь (, , и другие);

n — количество видов карбонатов, подаваемых в стекловаренные печи.

8.4. Масса карбоната j, израсходованного для производства стекла (), определяется по фактическим данным организации за отчетный период за вычетом содержания влаги и примесей (при наличии соответствующих данных). При определении расхода карбонатного сырья не учитываются карбонатные материалы, произведенные методом карбонизации гидроксидов.

8.5. Значение коэффициента выбросов для карбоната j () принимается по таблице 6.1 и 8.1 приложения N 2 к методическим указаниям или при отсутствии необходимых данных рассчитывается как стехиометрическое отношение молекулярной массы к молекулярной массе карбоната.

8.6. Степень кальцинирования карбоната j () определяется на основе фактических данных измерений содержания карбонатов в стекле отнесенных к общему количеству, израсходованных карбонатов за отчетный период, выраженных в тоннах, а при отсутствии фактических данных принимается для всего карбонатного сырья равным 1,0 (или 100%).

Таблица 8.1 — Коэффициенты выбросов для некоторых карбонатов

9. Производство керамических изделий

9.1. Данная категория источников выбросов парниковых газов включает выбросы при производстве кирпичей, кровельной черепицы, глазурованных керамических труб, огнеупорных и керамзитовых изделий, напольной и стеновой плитки, столовых и декоративных предметов (бытовая керамика), керамической сантехники, технической керамики и неорганических абразивных материалов со связующим. Выбросы при производстве керамических изделий происходят в результате кальцинации карбонатов глины, а также добавок (использование известняка в качестве флюса). Большая часть керамической продукции изготавливается из одного или нескольких типов глины (например, огнеупорная глина и комовая глина).

9.2. В данную категорию источников парниковых газов не включаются выбросы от сжигания топлива в печах обжига и других стационарных источников выбросов. Выбросы от стационарного сжигания топлива определяются в соответствии с разделом «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям.

9.3. Количественное определение выбросов от производства керамических изделий выполняется по формуле (9.1):

, (9.1)

где

— выбросы от производства керамических изделий за период y, т ;

— расход минерального сырья, содержащего карбонат j, загруженное в обжиговую печь за период y, т;

— содержание карбоната j в минеральном сырье, доля;

— коэффициент выбросов для карбоната j, т /т;

— степень кальцинирования карбоната j за период y, доля;

j — вид карбоната, подаваемого с минеральным сырьем в обжиговую печь (кальцит, магнезит и другие);

n — количество видов карбонатов, подаваемых в обжиговую печь.

9.4. Расход минерального сырья, содержащего карбонаты, загруженного в обжиговую печь для производства керамических изделий (), принимается по фактическим данным организации за отчетный период. Содержание карбонатов в минеральном сырье () определяется по фактическим данным измерений или справочным данным для соответствующих видов сырья.

9.5. Степень кальцинирования карбоната j () определяется на основе фактических данных измерений содержания карбонатов в керамической продукции, отнесенных к общему количеству, израсходованных карбонатов за отчетный период, выраженных в тоннах, а при отсутствии фактических данных принимается для всего карбонатного сырья равным 1,0 (или 100%).

9.6. Значение коэффициента выбросов для карбоната j () принимается по таблице 6.1 приложения N 2 к методическим указаниям или при отсутствии необходимых данных рассчитывается как стехиометрическое отношение молекулярной массы к молекулярной массе карбоната.

10. Производство аммиака

10.1. Данная категория источников выбросов парниковых газов включает выбросы при производстве аммиака () методом парового риформинга газообразного углеродсодержащего сырья или частичного окисления жидкого или твердого углеродсодержащего сырья.

10.2. При использовании диоксида углерода (), образованного в процессе производства аммиака, в качестве сырья для получения карбамида (мочевины), товарного или других химических веществ, выбросы от производства аммиака должны быть определены за вычетом количества уловленного и использованного для производства других веществ.

10.3. Выбросы , связанные с использованием топлива для осуществления технологических процессов производства аммиака должны учитываться в данной категории. Выбросы от стационарного сжигания топлива для других технологических и энергетических целей определяются в соответствии с разделом «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям.

10.4. Количественное определение выбросов от производства аммиака выполняется расчетным методом по формуле (10.1):

, (10.1)

где

— выбросы от производства аммиака за период y, т ;

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

— коэффициент выбросов от использования углеродсодержащего сырья (топлива) j за период y, т /ед.;

— коэффициент окисления углеродсодержащего сырья (топлива) j, доля;

— масса , образовавшегося в процессе производства аммиака, извлеченного для дальнейшего использования в качестве сырья для получения товарной продукции, т;

j — вид углеродсодержащего сырья (топлива);

n — количество видов углеродсодержащего сырья (топлива), используемых за период y.

10.5. Расход углеродсодержащего сырья и топлива (), используемого на технологические и энергетические цели при производстве аммиака, принимается по фактическим данным организации за отчетный период.

10.6. Коэффициент выбросов для используемых видов углеродсодержащего сырья и топлива () рассчитывается на основе фактических данных о компонентном составе газообразного топлива и содержании углерода в твердом и жидком топливе по формулам (1.3 — 1.5) раздела «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям.

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, представленные в таблице 1.1 приложения N 2 к методическим указаниям, либо иные справочные данные в соответствии с пунктом 12 настоящих методических указаний.

10.7. Коэффициент окисления () принимается для всех видов газообразного, жидкого и твердого углеродсодержащего сырья (топлива) по умолчанию равным 1,0 (соответствует 100% окислению).

10.8. Если в процессе производства аммиака часть образованного углекислого газа () улавливается и используется в качестве сырья для производства карбамида и другой товарной продукции, содержащей углерод, то объем выбросов от производства аммиака должен быть скорректирован на соответствующее количество () на основе оценок или материальных балансов производства.

11. Производство азотной кислоты, капролактама, глиоксаля и глиоксиловой кислоты

11.1. Данная категория источников выбросов включает выбросы при производстве азотной кислоты, капролактама, глиоксаля и глиоксиловой кислоты, образующиеся как побочный продукт при каталитическом окислении аммиака и протекании химических реакций с окислами азота и азотной кислотой в процессе производства. Выбросы зависят от применяемых технологий очистки и разрушения отходящих газов, которые необходимо принимать во внимание при количественном определении выбросов парниковых газов.

11.2. Выбросы от сжигания топлива в химическом производстве для энергетических и технологических целей определяются в соответствии с разделом «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям и не включаются в данную категорию.

11.3. Количественное определение выбросов при производстве азотной кислоты, капролактама, глиоксаля и глиоксиловой кислоты осуществляется одним из следующих методов:

расчет выбросов на основе данных измерений концентрации и расхода отходящих газов от установок химического производства;

расчет выбросов на основе данных о производстве химической продукции и коэффициентах выбросов.

Выбор метода количественного определения выбросов осуществляется организациями исходя из доступности исходных данных для выполнения расчетов по формулам и обеспечения наилучшей точности результатов.

11.4. Расчет выбросов на основе данных измерений концентрации и расхода отходящих газов от установок химического производства:

11.4.1. Расчет выбросов выполняется по формуле (11.1)

, (11.1)

где

— выбросы от производства химической продукции i за период y, т ;

— расход отходящих газов от установки производства химической продукции i выбрасываемых в атмосферу за период y, м3 (кг);

— средняя концентрация в отходящих газах, выбрасываемых в атмосферу от установки производства химической продукции i за период y, мг/м3 (мг/кг);

i — вид производимой химической продукции (азотная кислота, капролактам, глиоксаль и глиоксиловая кислота).

11.4.2. Расход отходящих газов от установки производства химической продукции i выбрасываемых в атмосферу () определяется путем непрерывных или периодических измерений. Периодические измерения должны проводиться не реже 1 раза в три месяца и использоваться для определения расхода отходящих газов с учетом продолжительности работы установки в течение отчетного периода.

11.4.3. Концентрация в отходящих газах, выбрасываемых в атмосферу, определяется путем непрерывных или периодических измерений. Измерения концентрации в отходящих газах должно проводиться после всех применяемых систем очистки и разрушения отходящих газов. Периодические измерения должны проводиться не реже 1 раза в три месяца.

11.5. Расчет выбросов на основе данных о производстве химической продукции и коэффициентах выбросов:

11.5.1. Расчет выполняется по формуле (11.2):

, (11.2)

где

— выбросы от производства химической продукции i за период y, т ;

— производство химической продукции i за период y, т;

— коэффициент выбросов от производства химической продукции i за период y, кг/т;

i — вид производимой химической продукции (азотная кислота, капролактам, глиоксаль и глиоксиловая кислота).

11.5.2. Производство химической продукции () принимается по фактическим данным организации за отчетный период. Производство химической продукции (азотная кислота, капролактам, глиоксаль и глиоксиловая кислота) должно включать общее количество производимой продукции данного вида в организации, а не только товарной продукции, отпущенной сторонним потребителям. Количество произведенной азотной кислоты определяется в пересчете на 100% азотную кислоту.

11.5.3. Коэффициент выбросов () рассчитывается по формуле (11.3), а при отсутствии возможности выполнения необходимых измерений принимается по таблице 11.1 приложения N 2 к методическим указаниям.

, (11.3)

где

— коэффициент выбросов от производства химической продукции i за период y, кг/т;

— средний расход отходящих газов от установки производства химической продукции i выбрасываемых в атмосферу за период y, м3/час (кг/час);

— среднее производство химической продукции i за период y, т/час;

i — вид производимой химической продукции (азотная кислота, капролактам, глиоксаль и глиоксиловая кислота).

11.5.4. Коэффициент выбросов от производства химической продукции i должен определяться ежегодно на основе измерений расхода отходящих газов, концентрации в отходящих газах и производства продукции за соответствующий период, выполненных при нормальных условиях ведения технологического процесса. Измерения концентрации в отходящих газах должно проводиться после всех применяемых систем очистки и разрушения отходящих газов. Производство химической продукции должно включать общее количество производимой продукции данного вида в организации, а не только товарной продукции, отпущенной сторонним потребителям.

Таблица 11.1 — Коэффициенты выбросов для производства азотной кислоты, капролактама, глиоксаля, глиоксиловой кислоты

12. Нефтехимическое производство

12.1. Данная категория источников выбросов парниковых газов включает выбросы в нефтехимическом производстве, возникающие при получении метанола, этилена и пропилена, этилендихлорида, окиси этилена, акрилонитрила, сажи различными методами (риформинг, крекинг, частичное окисление и другие) в результате дожигания отходящих технологических газов и отходов производства в печах дожига и факельных установках, отведения технологических газов в атмосферу без сжигания, а также сжигании отходящих технологических газов, побочных продуктов и отходов производства для энергетических и технологических целей.

12.2. К нефтехимическому производству относится производство указанных веществ, получаемых как конечный товарный продукт, так и промежуточное сырье для производства других веществ. Выбросы от получения других продуктов нефтехимического производства могут быть оценены организациями в соответствии с данным разделом настоящих методических указаний. К нефтехимическому производству не относится продукция, получаемая как побочная в процессе других производств.

12.3. В данную категорию источников парниковых газов не включаются выбросы и . Выбросы , связанные со сжиганием топлива для осуществления технологических процессов нефтехимического производства, могут учитываться в данной категории, если учет данного топлива не осуществляется раздельно.

12.4. Выбросы от стационарного сжигания топлива для технологических и энергетических целей определяются в соответствии с разделом «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям.

12.5. Количественное определение выбросов от нефтехимического производства осуществляется для отдельных источников (технологических процессов, производственных объектов) или групп источников одним их следующих методов:

расчет выбросов на основе углеродного баланса нефтехимического производства по формуле (12.1);

расчет выбросов для нефтехимического производства на основе раздельного определения выбросов от стационарного сжигания топлива, фугитивных выбросов и выбросов от сжигания на факелах (12.2).

Выбор метода количественного определения выбросов осуществляется организациями исходя из доступности исходных данных для выполнения расчетов по формулам (12.1, 12.2) и обеспечения наилучшей точности результатов.

12.6. Расчет выбросов на основе углеродного баланса нефтехимического производства

12.6.1. Расчет выбросов выполняется по формуле:

, (12.1)

где

— выбросы от производства нефтехимической продукции за период y, т ;

— расход углеродсодержащего сырья k на производство нефтехимического продукта i за период y, т, тыс. м3, т у.т. или ТДж;

— содержание углерода в углеродсодержащем сырья k за период y, т C/ед.;

— производство нефтехимического продукта i за период y, т, тыс. м3, т у.т. или ТДж;

— содержание углерода в нефтехимическом продукте i за период y, т C/ед.;

— производство вторичного (сопутствующего) продукта j в процессе производства нефтехимического продукта i за период y, т, тыс. м3, т у.т. или ТДж;

— содержание углерода во вторичном (сопутствующем) продукте j за период y, т C/ед.;

i — вид производимой нефтехимической продукции;

k — вид углеродсодержащего сырья, используемого для производства нефтехимической продукции;

j — вид вторичного (сопутствующего) продукта, произведенного в процессе производства нефтехимической продукции;

n — количество видов нефтехимической продукции;

m — количество видов углеродсодержащего сырья, используемого для производства нефтехимической продукции;

l — количество вторичных (сопутствующих) продуктов при производстве нефтехимической продукции.

12.6.2. Производство нефтехимической продукции (), расход углеродсодержащего сырья на производство нефтехимического продукта (), производство вторичных (сопутствующих) продуктов при производстве нефтехимической продукции () принимается по фактическим данным организации за отчетный период. Количество вторичных (сопутствующих) нефтехимических продуктов при производстве метанола, этилендихлорида, окиси этилена и сажи принимается равным нулю, поскольку не образуются в процессе производства.

12.6.3. Содержание углерода в углеродсодержащем сырье (), основных и вторичных (сопутствующих) продуктах нефтехимического производства (, ) определяется по фактическим данным организации за отчетный период, рассчитывается в соответствии с разделом «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям или при отсутствии необходимых данных принимается по таблице 1.1 приложения N 2 к методическим указаниям.

При отсутствии необходимых данных о содержании углерода в настоящих методических указаниях допускается использование справочных данных из других источников в соответствии с пунктом 12 методических указаний.

12.7. Расчет выбросов на основе раздельного определения выбросов от стационарного сжигания топлива, фугитивных выбросов и выбросов от сжигания на факелах:

12.7.1. Расчет выполняется по формуле:

, (12.2)

где

— выбросы от производства нефтехимической продукции за период y, т ;

— выбросы от стационарного сжигания топлива и побочных продуктов при производстве нефтехимической продукции за период y, т ;

— фугитивные выбросы при производстве нефтехимической продукции за период y, т ;

— выбросы при сжигании углеводородных газов на факельной установке при производстве нефтехимической продукции за период y, т .

12.7.2. Расчет выбросов от стационарного сжигания топлива в нефтехимическом производстве () должен проводиться в соответствии с разделом «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 методических указаний.

12.7.3. Расчет фугитивных выбросов (), возникающих в результате отведения в атмосферу углеводородных газов нефтехимического производства без дожигания в печах дожига, факельных установках или каталитического окисления должен проводиться в соответствии с разделом «Фугитивные выбросы» приложения N 2 методических указаний.

12.7.4. Расчет выбросов от сжигания углеводородных газов на факельной установке при производстве нефтехимической продукции () должен проводиться в соответствии с разделом «Сжигание в факелах» приложения N 2 методических указаний.

Таблица 12.1 — Содержание углерода в сырье и продуктах нефтехимического производства

Вещество	Содержание углерода, т C/т
Ацетонитрил	0,5852
Акрилонитрил	0,6664
Бутадиен	0,888
Сажа	0,970
Сырье углеродной сажи	0,900
Этан	0,856
Этилен	0,856
Этилендихлорид	0,245
Этиленгликоль	0,387
Окись этилена	0,545
Циановодород	0,4444
Метанол	0,375
Метан	0,749
Пропан	0,817
Пропилен	0,8563
Мономер хлористый винил	0,384

13. Производство фторсодержащих веществ

13.1. Данная категория источников выбросов включает выбросы фторсодержащих соединений (трифторметана, ГФУ-23), образующегося как побочный продукт в процессе производства (хлордифторметана, ГХФУ-22, хладон-22) и выбросы (гексафторид серы), возникающие в процессе производства элегаза ().

При количественном определении выбросов парниковых газов и необходимо принимать во внимание применяемые технологии разрушения отходящих газов.

13.2. Выбросы от сжигания топлива в химическом производстве для энергетических и технологических целей определяются в соответствии с разделом «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям и не включаются в данную категорию.

13.3. Количественное определение выбросов и SF6 при производстве фторсодержащих соединений осуществляется одним из следующих методов:

расчет выбросов и на основе данных измерений их концентраций и расхода отходящих газов от установок химического производства;

расчет выбросов и на основе данных о производстве химической продукции и коэффициентах выбросов.

13.4. Расчет выбросов и на основе измерения их концентраций и расхода отходящих газов от установок химического производства:

13.4.1. Расчет выбросов выполняется по формуле:

, (13.1)

где

— выбросы j-парникового газа от производства химической продукции i за период y, т;

— расход отходящих газов от установки производства химической продукции i, выбрасываемых в атмосферу за период y, м3 (кг);

— средняя концентрация j-парникового газа в отходящих газах, выбрасываемых в атмосферу от установки производства химической продукции i за период y, мг/м3 (мг/кг);

j — вид парникового газа (, ).

i — вид производимой химической продукции (ГХФУ-22, ).

13.4.2. Расход отходящих газов от установки производства химической продукции i выбрасываемых в атмосферу () определяется путем непрерывных или периодических измерений. Периодические измерения должны проводиться не реже 1 раза в три месяца и использоваться для определения расхода отходящих газов с учетом продолжительности работы установки в течение отчетного периода.

13.4.3. Концентрация парниковых газов (, ) в отходящих газах, выбрасываемых в атмосферу, определяется путем непрерывных или периодических измерений. Измерения концентрации , в отходящих газах должны проводиться после всех применяемых систем очистки и разрушения отходящих газов. Периодические измерения должны проводиться не реже 1 раза в три месяца.

13.5. Расчет выбросов и на основе данных о производстве химической продукции и коэффициентах выбросов:

13.5.1. Расчет выбросов выполняется по формуле:

, (13.2)

где

— выбросы j-парникового газа от производства химической продукции i за период y, т;

— производство химической продукции i за период y, т;

— коэффициент выбросов j-парникового газа от производства химической продукции i за период y, кг/т;

j — вид парникового газа (, ).

i — вид производимой химической продукции (ГХФУ-22, ).

13.5.2. Производство химической продукции () принимается по фактическим данным организации за отчетный период. Производство химической продукции (ГХФУ-22, ) должно включать общее количество производимой продукции данного вида в организации, а не только товарной продукции, отпущенной сторонним потребителям.

13.5.3. Коэффициент выбросов () рассчитывается по формуле (13.3), а при отсутствии возможности выполнения необходимых измерений принимается по данным мониторинга выбросов парниковых газов, проведенного в период 2008 — 2012 гг. в рамках проектов совместного осуществления в соответствии со статьей 6 Киотского протокола <1>.

<1> Киотский протокол к Рамочной конвенции Организации Объединенных Наций об изменении климата, ратифицированный Федеральным законом от 04.11.2004 N 128-ФЗ «О ратификации Киотского протокола к Рамочной конвенции Организации Объединенных наций об изменении климата» (Собрание законодательства Российской Федерации, 08.11.2004 N 445, ст. 4378).

, (13.3)

где

— коэффициент выбросов j-парникового газа от производства химической продукции i за период y, кг/т;

— среднее производство химической продукции i за период y, т/час;

j — вид парникового газа (, );

i — вид производимой химической продукции (ГХФУ-22, ).

13.5.4. Коэффициенты выбросов и от производства химической продукции ГХФУ-22 и соответственно должны определяться на основе измерений расхода отходящих газов, концентрации и в отходящих газах и производства продукции за соответствующий период, выполненных при нормальных условиях ведения технологического процесса. Измерения концентрации и в отходящих газах должны проводиться после всех применяемых систем разрушения отходящих газов. Производство химической продукции должно включать общее количество производимой продукции данного вида в организации, а не только товарной продукции, отпущенной сторонним потребителям.

14. Черная металлургия

14.1. Данная категория источников выбросов парниковых газов включает выбросы при производстве железорудных окатышей, агломерата, железа прямого восстановления, чугуна, стали и стального проката, возникающие в результате окисления углерода топлива, сырья, восстановителей, углеродсодержащих материалов и разложения карбонатов с учетом сохранения части углерода в составе основных и сопутствующих продуктах и отходах производства.

14.2. Выбросы на металлургических предприятиях, возникающие при стационарном сжигании топлива, не связанном непосредственно с производством железорудных окатышей, агломерата, железа прямого восстановления, чугуна, стали и стального проката, а также при производстве извести и кокса, определяются в соответствии с разделом «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям, либо в целом для металлургического производства по формуле (14.2).

14.3. Выбросы и , фугитивные выбросы, выбросы от обращения с отходами потребления и производства в данной категории не учитываются.

14.4. Количественное определение выбросов для предприятий черной металлургии осуществляется одним из следующих методов:

расчет выбросов для каждого металлургического процесса в отдельности на основе углеродного баланса по формуле (14.1);

расчет выбросов от всех металлургических процессов и иных источников предприятия в совокупности на основе сводного углеродного баланса по формуле (14.2).

Выбор метода количественного определения выбросов осуществляется организациями самостоятельно исходя из доступности исходных данных.

14.4.1. Расчет выбросов для каждого металлургического процесса в отдельности (производства железорудных окатышей, агломерата, железа прямого восстановления, чугуна и стали) выполняется на основе углеродного баланса в целом для металлургического процесса или с выделением отдельных источников или групп источников (производственных объектов, технологического оборудования) по формуле:

, (14.1)

где

— выбросы от производства металлургической продукции-k за период y, т ;

— расход i-углеродсодержащего сырья, материала и восстановителя на производство металлургической продукции-k за период y, т;

— содержание углерода в i-углеродсодержащем сырье, материале и восстановителе за период y, т;

— расхода j-топлива на производство металлургической продукции-k за период y, т, тыс. м3, т у.т. или ТДж;

— содержание углерода в j-топливе за период y, т C/ед.;

— производство металлургической продукции-k за период y, т;

— содержание углерода в металлургической продукции-k за период y, т C/т;

— производство сопутствующей продукции или образование отходов, не возвращенных в производство металлургической продукции-k, за период y, т, тыс. м3, т у.т. или ТДж;

— содержание углерода в сопутствующей продукции или отходах, т C/ед.;

k — вид производимой металлургической продукции (железорудные окатыши, агломерат, железо прямого восстановления, чугун, сталь);

i — вид углеродсодержащего сырья или материала (руда, агломерат, кокс, известняк и другие виды в зависимости от процесса);

j — вид топлива (природный газ, коксовый газ, мазут и другие виды в зависимости от процесса);

l — вид сопутствующей продукции или отходов (доменный газ, шлак и другие виды в зависимости от процесса).

Количество производимой металлургической продукции (), сопутствующей продукции и образующихся отходов (), расходуемых углеродсодержащего сырья, материалов () и топлива () принимается по фактическим данным организации за отчетный период в соответствии с пунктом 12 настоящих методических указаний.

Расход сырья, материалов и топлива, а также выпуск основной и сопутствующей продукции и образование отходов определяются в границах объектов соответствующих промышленных процессов, включая вспомогательные объекты производства.

Производство сопутствующей продукции или образование отходов () должно отражать только их количество, выведенное за границы объектов соответствующих технологических процессов (не возвращенных в производство), при этом не должно включать коксовый газ, доменный газ и другие технологические газы, сжигаемые на факельных установках или в печах дожига.

14.4.2. Расчет выбросов от производства железорудных окатышей, агломерата, железа прямого восстановления, чугуна, стали и стального проката в совокупности или совместно с выбросами от других производств (производства кокса, извести, ферросплавов) и источников выбросов металлургического предприятия производится по формуле (14.2):

, (14.2)

где

— выбросы от металлургического производства (предприятия) за период y, т ;

— количество i-углеродсодержащего ресурса (кроме биомассы), поступившего на вход металлургического производства (предприятия) за периода y, т или тыс. м3;

— содержание углерода в i-углеродсодержащем ресурсе, поступившем на вход металлургического производства, т C/т или т C/тыс. м3;

— количество j-углеродсодержащего ресурса (кроме биомассы), выведенного за пределы металлургического производства (предприятия), в том числе в виде горючих газов за период y, т или тыс. м3;

— содержание углерода в j-углеродсодержащем ресурсе, выведенном за пределы металлургического производства (предприятия), т C/т или т C/тыс. м3;

— изменение запаса k-углеродсодержащего ресурса (кроме биомассы) на металлургическом производстве (предприятии) за период y, т или тыс. м3;

— содержание углерода в k-углеродсодержащем ресурсе, имевшегося в запасе на металлургическом производстве (предприятии) на начало и/или на конец периода y, т C/т или т C/тыс. м3.

Количество углеродсодержащих ресурсов, поступивших на вход и отпущенных за пределы указанных производств (предприятия), в том числе с сырьем, материалами, топливом, продукцией, технологическими газами, отходами, принимается по фактическим данным организации за отчетный период.

При определении объема выбросов по металлургическому предприятию в целом учитываются только углеродсодержащие ресурсы, поступившие на предприятие со стороны и отпущенные на сторону, а также изменение запасов углеродсодержащих ресурсов на предприятии за отчетный период в соответствии с пунктом 12 методических указаний.

14.5. Перечень используемых видов углеродсодержащего сырья, материалов и топлива, а также выпускаемой основной и сопутствующей продукции и образующихся отходов формируется для каждого металлургического процесса в отдельности или металлургического предприятия в целом на основе фактических данных организации. При выполнении количественного определения выбросов организациям необходимо учитывать:

для производства окатышей — железосодержащее сырье (при наличии в нем углерода), известняк, доломит, газообразное и жидкое топливо на обжиг окатышей, произведенные обожженные окатыши;

для производства агломерата — железосодержащее сырье (при наличии в нем углерода), известняк, доломит, твердое топлива, добавляемое в шихту, газообразное и жидкое топливо на зажигание шихты, произведенный агломерат;

для производства железа прямого восстановления — железосодержащее сырье (при наличии в нем углерода), природный газ, произведенное железо прямого восстановления или горячебрикетированное железо;

для производства чугуна — агломерат, окатыши, другое железосодержащее сырье (при наличии в нем углерода), известняк, кокс, уголь, газообразное и жидкое топливо, пылеугольное топливо, произведенный чугун и доменный газ;

для производства стали — чугун, чугунный лом, железо прямого восстановления, стальной лом, другое железосодержащее сырье (при наличии в нем углерода), углеродсодержащие материалы (углеродные порошки, коксик и прочие), газообразное топливо, электроды, произведенная сталь (непрерывнолитая заготовка, слитки, стальное литье и так далее).

Для каждого процесса организациям следует учитывать образование отходов и побочных продуктов, не возвращаемых в производство: шлаки, шламы, пыль газоочистки и другие, при наличии необходимых данных об их количестве и содержании в них углерода.

Перечень углеродсодержащего сырья, материалов и топлива, а также выпускаемой основной и сопутствующей продукции и образующихся отходов расходных материалов и продукции регулярно пересматриваются с целью учета всех видов углеродсодержащих ресурсов, оказывающих существенное влияние на количество выбросов парниковых газов.

Древесина, древесные отходы, древесный уголь или иные материалы биологического происхождения, используемые в технологических процессах в качестве топлива или восстановителя, не учитываются при определении выбросов .

14.6. Содержание углерода в металлургической продукции, сопутствующей продукции и образованных отходах, углеродсодержащем сырье, восстановителях, материалах и топливе принимается по фактическим данным организации за отчетный период или при отсутствии необходимых данных — по таблице 14.1 приложения N 2 к методическим указаниям.

Значения содержания углерода для топлива и восстановителей рассчитывается в соответствии с разделом «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям или при отсутствии необходимых данных принимается по таблице 1.1 приложения N 2 к методическим указаниям.

Значение содержания углерода для топлива и восстановителей должно соответствовать единицам измерения и условиям, при которых определяется расход соответствующих видов топлива и восстановителей.

Таблица 14.1 — Содержание углерода в сырье, материалах и продукции металлургического производства

Сырье, материал, продукция	Содержание углерода, т C/т
Железо прямого восстановления	0,017
Железо горячего брикетирования	0,013
Сталь, стальной лом	0,0025
Чугун, чугунный лом	0,043
Электроды для электродуговых печей	0,82
Углеродсодержащие материалы для сталеплавильных печей	0,83
Известняк	0,12
Доломит	0,13

15. Производство ферросплавов

15.1. Данная категория источников выбросов парниковых газов включает выбросы при производстве ферросплавов (феррохрома, ферромарганца, ферромолибдена, ферроникеля, ферросилиция, ферротитана, ферровольфрама, феррованадия, силикомарганца и других видов ферросплавов или металлического кремния), возникающие в результате окисления углерода топлива, сырья, восстановителей, углеродсодержащих материалов и разложения карбонатов с учетом сохранения части углерода в составе ферросплавов и сопутствующих продуктах и отходах производства.

15.2. Выбросы , возникающие при стационарном сжигании топлива для энергетических и технологических целей, не связанных непосредственно с производством ферросплавов, определяются с использованием раздела «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям.

В тех случаях, когда производство ферросплавов входит в состав предприятия черной металлургии, объем выбросов от производства ферросплавов может определяться в совокупности с выбросами CO2 от других производств металлургического предприятия в порядке, предусмотренном в разделе «Черная металлургия» приложения N 2 к методическим указаниям.

15.3. Выбросы и , фугитивные выбросы, выбросы от обращения с отходами потребления и производства в данной категории не учитываются.

15.4. Количественное определение выбросов выполняется на основе составления углеродного баланса ферросплавного производства с учетом всех входящих и выходящих материальных потоков по формуле (15.1):

, (15.1)

где

— выбросы от производства ферросплавов за период y, т ;

— расход i-углеродсодержащего сырья, материала и восстановителя на производство ферросплавов за период y, т;

— содержание углерода в i-углеродсодержащем сырье, материале и восстановителе за период y, т C/т;

— расхода j-топлива на производство ферросплавов за период y, т, тыс. м3, т у.т. или ТДж;

— содержание углерода в j-топливе за период y, т C/ед.;

— производство k-ферросплава за период y, т;

— содержание углерода в k-ферросплаве за период y, т C/т;

— производство сопутствующей продукции или образование отходов при производстве ферросплавов за период y, т, тыс. м3, т у.т. или ТДж;

— содержание углерода в сопутствующей продукции или отходах, т C/т;

k — вид производимого ферросплава;

i — вид углеродсодержащего сырья, восстановителя, материала (руда, кокс, электроды, стальная стружка и так далее);

j — вид топлива (природный газ, уголь и другие);

l — вид сопутствующей продукции или отходов (шлак, пыль и другие).

15.5. Перечень используемых в технологическом процессе получения ферросплавов углеродсодержащего сырья, материалов и топлива, а также выпускаемой продукции формируется для каждого технологического процесса в отдельности или для всех ферросплавных производств организации в совокупности на основе фактических данных организации.

При выполнении количественного определения выбросов от производства ферросплавов необходимо учитывать: сырье (при наличии в нем углерода), восстановители (коксовый орешек, кокс, уголь и другие), углеродсодержащие материалы и электроды, произведенные ферросплавы, образование отходов и побочных продуктов, не возвращаемых в производство (шлаки, шламы, пыль газоочистки и другие) при наличии необходимых данных об их количестве и содержании в них углерода.

Перечень углеродсодержащего сырья, материалов и топлива, а также выпускаемой основной и сопутствующей продукции и образующихся отходов расходных материалов и продукции регулярно пересматривается с целью учета всех видов углеродсодержащих ресурсов, оказывающих существенное влияние на количество выбросов парниковых газов.

Если в технологическом процессе в качестве топлива или восстановителя используются древесина, древесные отходы или древесный уголь, то данные виды материалов исключаются из расчетов.

15.6. Количество производимых ферросплавов (), сопутствующей продукции и образованных отходов (), расходуемых углеродсодержащего сырья, материалов () и топлива () принимается по фактическим данным организации за отчетный период в соответствии с пунктом 12 настоящих методических указаний.

15.7. Расход сырья, материалов и топлива, а также выпуск основной и сопутствующей продукции и образование отходов определяются в границах объектов ферросплавного производства, включая вспомогательные объекты производства. Производство сопутствующей продукции или образование отходов () должно отражать только их количество, выведенное за границы объектов соответствующих технологических процессов (не возвращенных в производство).

15.8. Содержание углерода в ферросплавах (), сопутствующей продукции и образованных отходах () углеродсодержащем сырье и материалах () и топливе () принимается по фактическим данным организации за отчетный период или при отсутствии необходимых данных принимается по таблице 14.1 приложения N 2 к методическим указаниям. Значения содержания углерода для топлива и восстановителей рассчитывается в соответствии с разделом «Стационарное сжигание топлива» или при отсутствии необходимых данных принимается по таблице 1.1 приложения N 2 к методическим указаниям.

Значение содержание углерода для топлива и восстановителей должно соответствовать единицам измерения и условиям, при которых определяется расход соответствующих видов топлива и восстановителей.

При отсутствии необходимых данных о содержании углерода в настоящих методических указаниях в соответствии с пунктом 12 методических указаний допускается использование справочных данных из других источников информации с обязательной ссылкой на источник информации.

16. Производство первичного алюминия

16.1. Данная категория включает выбросы парниковых газов, возникающие при электролитическом способе получения первичного алюминия:

перфторуглеродов (, ) в результате «анодных эффектов» — нарушения технологических параметров в электролизерах;

диоксида углерода () при использовании анодной массы и предварительно обожженных анодов в результате окисления углерода анодной массы и анодов в электролизерах и при производстве предварительно обожженных анодов и прокалке кокса в результате сжигания топлива.

16.2. В данную категорию источников парниковых газов не включаются выбросы и от сжигания топлива для прокалки кокса и обжига анодов. Выбросы от стационарного сжигания топлива, использования карбонатов и других категорий источников выбросов парниковых газов определяются в случае наличия таких источников выбросов в организации с использованием разделов «Стационарное сжигание топлива», «Производство кокса», «Прочие промышленные процессы» приложения N 2 к методическим указаниям.

16.3. Выбросы перфторуглеродов от производства первичного алюминия:

16.3.1. Количественное определение выбросов перфторуглеродов (, ) осуществляется организациями расчетным методом по формулам (16.1, 16.2). Расчет выбросов перфторуглеродов выполняется по отдельным корпусам электролиза с учетом применяемой технологии получения первичного алюминия. Суммарные значения выбросов перфторуглеродов по организации определяются путем суммирования выбросов по корпусам (сериям) электролиза.

, (16.1)

где

— выбросы от производства первичного алюминия за период y, кг ;

— средняя частота анодных эффектов за период y, шт./ванно-сутки;

— средняя продолжительность анодных эффектов за период y, минут/шт.;

— угловой коэффициент для (кг /т алюминия)/(минуты анодного эффекта/ванно-сутки);

— производство электролитического алюминия за период y, т.

, (16.2)

где

— выбросы от производства первичного алюминия за период y, кг ;

— весовое отношение /, кг /кг .

16.3.2. Производство электролитического алюминия (), включающего наработку первичного алюминия в электролизерах за отчетный период, определяется организациями по корпусам электролиза в соответствии с утвержденными на предприятиях технологическими регламентами.

16.3.3. Средняя частота анодных эффектов () и средняя продолжительность анодных эффектов () принимается по фактическим данным регистрации технологических параметров электролизных корпусов АСУТП алюминиевых заводов.

16.3.4. Значение весового отношения к () принимается в соответствии с данными для различных технологий производства первичного алюминия, приведенными в таблице 16.1. Организации могут самостоятельно определять значения весового отношения к () на основе выполненных инструментальных измерений в соответствии с утвержденными или рекомендованными нормативно-методическими документами в данной области. Значение весового отношения к устанавливается для отдельного предприятия и конкретной технологии производства первичного алюминия с актуализацией не менее 1 раза в пять лет или при существенных изменениях в технологии производства.

16.3.5. Угловой коэффициент выбросов () зависит от используемой технологии получения первичного алюминия и технологических параметров производства. Следует использовать значения угловых коэффициентов, приведенные в таблице 16.1 приложения N 2 к методическим указаниям. Организации могут самостоятельно определять значения углового коэффициента () на основе выполненных инструментальных измерений в соответствии с утвержденными или рекомендуемыми нормативными методическими документами в данной области. Значения угловых коэффициентов устанавливаются для отдельного предприятия и конкретной технологии производства первичного алюминия с актуализацией не менее 1 раза в пять лет или при существенных изменениях в технологии производства.

16.4. Выбросы диоксида углерода от производства первичного алюминия:

16.4.1. Количественное определение выбросов от производства первичного алюминия выполняется организациями по формуле (16.3):

, (16.3)

где

— выбросы от производства первичного алюминия за период y, т ;

— выбросы от использования анодной массы и предварительно обожженных анодов в электролизных корпусах, т ;

— выбросы от сжигания топлива при производстве анодной массы и предварительном обжиге анодов, т ;

— выбросы от угара при прокалке кокса, т .

16.4.2. Выбросы от использования анодной массы и предварительно обожженных анодов () в электролизных корпусах определяются по формуле (16.4):

, (16.4)

где

— выбросы от использования анодной массы и предварительно обожженных анодов в электролизных корпусах, т ;

— удельный расход анодной массы (предварительно обожженных анодов) за период y, т/т алюминия;

— содержание окисляемого углерода в анодной массе (предварительно обожженных анодах) за период y, т C/т;

— производство электролитического алюминия за период y, т;

3,664 — коэффициент перевода, т /т C.

16.4.3. Удельный расход анодной массы (предварительно обожженных анодов) за отчетный период () принимается по фактическим данным организаций, определенным по материальным балансам сырья.

16.4.4. Содержание окисляемого углерода в анодной массе (предварительно обожженных анодах) принимается в соответствии с действующими нормативными методическими документами или значениями, приведенными в таблице 16.1 приложения N 2 к методическим указаниям.

16.4.5. Выбросы от сжигания топлива при производстве анодной массы и предварительном обжиге анодов () определяются по формулам (1.1) раздела «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям на основе данных о фактическом расходе мазута на прокалку и сушку кокса и обжиг «зеленых» анодов по данным измерений, низшей теплоте сгорания по фактическим или справочным данным и с учетом коэффициента окисления топлива принятым равным 1,0.

16.4.6. Выбросы от угара при прокалке кокса () рассчитываются по формуле (16.5), если прокалка кокса, осуществляется на алюминиевом заводе. В случае использования в производстве анодной массы прокаленного кокса, а также при производстве предварительно обожженных анодов выбросы от прокалки кокса не учитываются.

, (16.5)

где

— выбросы от угара при прокалке кокса, т ;

— расход сырого кокса за период y, т;

— угар кокса, доля;

— содержание углерода в сыром коксе, т C/т сырого кокса;

3,664 — коэффициент перевода, т /т C.

16.4.7. Расход сырого кокса () определяется организациями по результатам измерений за отчетный период. Угар кокса () принимается по фактическим данным организаций, определенным по материальным балансам сырья. Содержание углерода в сыром коксе () принимается по данным, приведенным в сертификате качества на кокс за вычетом содержания влаги и примесей.

Таблица 16.1 — Угловые коэффициенты, весовое отношение ,/ и содержание окисляемого углерода в анодной массе (предварительно обожженных анодах) для расчета выбросов парниковых газов от производства алюминия по различным технологиям

Технология	Угловой коэффициент для (), (кг /т алюминия)/(минуты анодного эффекта/ванно-сутки)	Весовое отношение / (), кг /кг	Содержание окисляемого углерода в анодной массе (предварительно обожженных анодах) (), т C/т
CWPB	0,143	0,121	0,90
VSS	0,092	0,053	0,84
HSS	0,099	0,085	0,85
CWPB — электролизеры с предварительно обожженными анодами;
VSS — электролизеры Содерберга с верхним токоподводом;
HSS — электролизеры Содерберга с боковым токоподводом.

17. Прочие промышленные процессы

17.1. Данная категория источников выбросов парниковых газов включает выбросы , возникающие в результате неэнергетического использования топлива, то есть использования топлива в технологических процессах, не связанных с выработкой энергетических ресурсов, использования восстановителей и использовании карбонатных материалов в технологических процессах. Данная категория источников включает производство кальцинированной соды, водорода, свинца, цинка, целлюлозно-бумажное производство и другие виды хозяйственной деятельности, не учтенные в отдельных разделах настоящих методических указаний.

17.2. В данную категорию источников парниковых газов не включаются выбросы и , а также выбросы от стационарного сжигания топлива и других категорий источников, выделенных в настоящих методических указаниях.

17.3. Количественное определение выбросов от неэнергетического использования топлива выполняется по формуле (17.1), использования восстановителей — по формуле (17.2), использования карбонатных материалов — по формуле (17.3).

17.4. Выбросы от неэнергетического использования топлива:

17.4.1. Расчет выбросов выполняется по формуле:

, (17.1)

где

— выбросы от неэнергетического использования топлива за период y, т ;

— расход топлива k на производство продукта i за период y, т, тыс. м3, т у.т. или ТДж;

— содержание углерода в топливе k за период y, т C/ед.;

— производство продукта i за период y, т, тыс. м3, т у.т. или ТДж;

— содержание углерода в продукте i за период y, т C/ед.;

i — вид производимой продукции;

k — вид топлива, используемого для производства продукции;

n — количество видов продукции;

m — количество видов топлива, используемого для производства продукции.

17.4.2. Производство продукции () и расход топлива на производство () принимается по фактическим данным организации за отчетный период. В расчетах необходимо учитывать дополнительные виды углеродсодержащего сырья и материалов, если они используются в процессе производства, а также образование вторичных углеродсодержащих продуктов и отходов производства, если они выводятся (не возвращаются) из технологического процесса.

17.4.3. Содержание углерода в топливе () и () получаемой продукции принимается по фактическим данным организации за отчетный период, рассчитывается в соответствии с разделом «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям или при отсутствии необходимых данных принимается по таблице 1.1 приложения N 2 к методическим указаниям. При отсутствии необходимых данных о содержании углерода в настоящих методических указаниях допускается использование справочных данных из других источников в соответствии с пунктом 12 методических указаний.

17.5. Выбросы от использования восстановителей

17.5.1. Расчет выбросов выполняется по формуле:

, (17.2)

где

— выбросы от использования восстановителей за период y, т ;

— расход i-восстановителя за период y, т, тыс. м3, т у.т. или ТДж;

— содержание углерода в i-восстановителе за период y, т C/ед.;

i — вид восстановителя;

n — количество видов используемых восстановителей.

17.5.2. Расход восстановителей на производство () принимается по фактическим данным организации за отчетный период.

17.5.3. Содержание углерода в восстановителях () принимается по фактическим данным организации за отчетный период, рассчитывается в соответствии с разделом «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям или при отсутствии необходимых данных принимается по таблице 1.1 приложения N 2 к методическим указаниям.

17.6. Выбросы от использования карбонатов:

17.6.1. Расчет выбросов выполняется по формуле:

, (17.3)

где

— выбросы от использования карбонатных материалов за период y, т ;

— масса карбоната j, израсходованного за период y, т;

— коэффициент выбросов для карбоната j, т /т;

j — вид используемых карбонатов (например, , );

n — количество видов используемых карбонатов.

17.6.2. Масса карбоната j, израсходованного () принимается по фактическим данным организации за вычетом содержания влаги и примесей (при наличии соответствующих данных).

17.6.3. Значение коэффициента выбросов для карбоната j () принимается по таблицам 6.1 и 8.1 или при отсутствии необходимых данных рассчитывается как стехиометрическое отношение молекулярной массы к молекулярной массе карбоната.

18. Авиационный транспорт

18.1. Данная категория источников выбросов парниковых газов включает выбросы , возникающие в результате потребления авиационного топлива на всех типах воздушных судов (только самолетов), используемых организациями для осуществления внутренних коммерческих авиационных перевозок, включая рейсы без коммерческой загрузки, регулярные и нерегулярные перевозки пассажиров, грузов, багажа и почты.

18.2. Данная категория выбросов не включает выбросы от:

международных авиарейсов — рейсов, состоящих из одного или нескольких международных этапов полета, в котором один из пунктов полета воздушного судна (начальный, промежуточный или конечный) находится за пределами границ Российской Федерации;

полетов военной авиации и авиации специального назначения, учебно-тренировочных полетов, литерные рейсы и другие виды перевозок за исключением коммерческих воздушных перевозок;

воздушных судов отличных от гражданских воздушных судов, выполняющих рейсы в соответствии с действующим сертификатом эксплуатанта;

использования топлива для наземного транспорта в аэропортах;

использования топлива для стационарного сжигания в аэропортах (учитываются в соответствии с категорией «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям);

использования смазочных материалов и специальных жидкостей для эксплуатации авиационной техники;

выбросы и от сжигания авиационного топлива.

18.3 Организации осуществляют учет авиационных перевозок в выполненных тонно-километрах (включающих грузовые, почтовые и пассажирские перевозки). Сведения о деятельности организации в выполненных на внутрироссийских рейсах тоннах-километрах подлежат отражению в пояснительной записке к сведениям (отчету) о выбросах парниковых газов.

18.4. Количественное определение выбросов от авиационного транспорта осуществляется расчетным методом на основе данных о суммарном расходе авиационного топлива в организации (без привязки к конкретным рейсам и типам воздушных судов) за отчетный период и коэффициентах выбросов. Расчет выполняется по формуле:

, (18.1)

где

— выбросы от авиационного транспорта за период y, т ;

— расход авиационного топлива j за период y, т;

— коэффициент выбросов от сжигания авиационного топлива j, т /т;

j — авиационный керосин, авиационный бензин, топливо для реактивных двигателей;

n — количество используемых видов авиационного топлива.

18.5. Организации определяют расход топлива, используемого для осуществления авиационных перевозок за отчетный период по видам авиационного топлива: авиационный керосин, авиационный бензин, топливо для реактивных двигателей. В расчет израсходованного топлива должно быть включено потребление топлива вспомогательными силовыми установками воздушного судна, не предназначенными для приведения средства в движение.

Определение расхода топлива должно выполняться организациями в соответствии с нормативными правовыми актами Российской Федерации. Расход топлива может определяться по данным поставщика топлива или по данным измерений, выполненных непосредственно на воздушном судне.

Организации должны разделять потребление топлива за отчетный период на международные и внутренние рейсы на основании начальных, промежуточных и конечных пунктов полета воздушных судов для каждого рейса, а не по территориальной принадлежности авиакомпании.

18.6. Если учет потребления топлива в организации осуществляется в объемных единицах, то расход топлива за отчетный период () должен быть определен с учетом расхода и плотности топлива по формуле (18.2):

, (18.2)

— расход авиационного топлива j за период y, т;

— расход авиационного топлива j в объемных единицах для партии k в течение периода y, тыс. л;

— плотность авиационного топлива j для партии k в течение периода y, кг/л.

Плотность авиационного топлива () определяется организациями для каждой партии топлива по результатам лабораторных испытаний, выполненных организацией, осуществляющей авиационные перевозки, или поставщиком топлива в соответствии с утвержденными нормативными правовыми актами Российской Федерации, а при отсутствии фактических данных принимается в соответствии со стандартными значениями, приведенными в таблице 18.1 приложения N 2 к методическим указаниям.

18.7. Значения коэффициентов выбросов от сжигания авиационного топлива, принимается по таблице 18.1 приложения N 2 к методическим указаниям. Организации могут рассчитывать фактические значения коэффициентов выбросов при наличии данных о физико-химических характеристиках топлива (низшей теплоте сгорания или содержании углерода в авиационном топливе), руководствуясь разделом «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям.

Таблица 18.1 — Коэффициенты выбросов и плотности авиационного топлива для расчета выбросов от авиационного транспорта

19. Железнодорожный транспорт

19.1. Данная категория источников выбросов парниковых газов включает выбросы от сжигания дизельного и других видов топлива для осуществления внутрироссийских пассажирских и грузовых перевозок магистральным железнодорожным транспортом, а также вспомогательными установками и тепловозами.

19.2. К данной категории источников выбросов не относятся выбросы от железнодорожного транспорта, используемого в организациях, не занимающихся магистральными железнодорожными перевозками.

19.3. Выбросы парниковых газов от стационарного сжигания топлива в организациях, осуществляющих железнодорожные перевозки, учитываются в соответствии с разделом «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям.

19.4. Количественное определение выбросов от железнодорожного транспорта осуществляется расчетным методом на основе данных о расходе топлива за отчетный период и коэффициентах выбросов. Расчет выполняется по формуле:

, (19.1)

где

— выбросы от железнодорожного транспорта за период y, т ;

— расход топлива j за период y, т;

— коэффициент выбросов от сжигания авиационного топлива j, т /т;

j — вид топлива;

n — количество используемых видов топлива.

19.5. Расход топлива, используемого для осуществления железнодорожных линейных перевозок и маневров, определяется по фактическим данным организаций за отчетный период.

Использование в качестве топлива древесины, древесных отходов, древесного угля или других видов биомассы исключаются из расчетов.

19.6. Если учет потребления топлива в организации осуществляется в объемных единицах, то расход топлива за отчетный период () должен быть определен с учетом расхода и плотности топлива по формуле (19.2):

, (19.2)

где

— расход дизельного топлива j за период y, т;

— расход топлива j в объемных единицах, тыс. л;

— плотность топлива j за период y, кг/л.

Плотность дизельного топлива принимается по фактическим значениям организации, осуществляющей железнодорожные перевозки или по справочным данным, приведенным в таблице 19.1.

19.7. Организациям, осуществляющим железнодорожные перевозки, следует использовать значение коэффициента выбросов от сжигания дизельного топлива () приведенное в таблице 19.1. Коэффициенты выбросов для других видов топлива рассчитываются в соответствии с разделом «Стационарное сжигание топлива» приложения N 2 к методическим указаниям или принимается по таблице 1.1 приложения N 2 к методическим указаниям.

Таблица 19.1 — Коэффициенты выбросов и плотность дизельного топлива для расчета выбросов от железнодорожного транспорта

Вид топлива	Коэффициент выбросов, т /т	Плотность, кг/л
Дизельное топливо	3,15	0,85

Приложение N 3
к Методическим указаниям
и руководству по количественному
определению объема выбросов
парниковых газов организациями,
осуществляющими хозяйственную
и иную деятельность
на территории Российской
Федерации, утвержденным
приказом Минприроды России
от 30.06.2015 N 300

ЗНАЧЕНИЯ ПОТЕНЦИАЛОВ ГЛОБАЛЬНОГО ПОТЕПЛЕНИЯ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ <1>

<1> Решение 24/CP.19 Конференции Сторон Рамочной Конвенции Организации Объединенных Наций об изменении климата (далее — РКИК), ратифицированной Федеральным законом от 04.11.1994 N 34-ФЗ «О ратификации рамочной конвенции ООН об изменении климата» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1994, N 28, ст. 2927) (официальный сайт РКИК http://unfccc.int/).

Источник

Текст ГОСТ Р 70560-2022 Газы парниковые. Протокол по парниковым газам. Руководство по сфере охвата 2. Основные положения и понятия

ГАЗЫ ПАРНИКОВЫЕ

Протокол по парниковым газам. Руководство по сфере охвата 2. Основные положения и понятия

Предисловие

Содержание

Введение

ГАЗЫ ПАРНИКОВЫЕ

Протокол по парниковым газам. Руководство по сфере охвата 2. Основные положения и понятия

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Основные положения и понятия

4.1 Определение целей ведения бизнеса (бизнес-целей) учета и отчетности

4.1.1 Выявление и понимание рисков и возможностей, связанных с выбросами от покупаемой и потребляемой электроэнергии

4.1.2 Выявление внутренних возможностей сокращения выбросов парниковых газов, установление целей по сокращению и мониторингу достигнутых результатов

4.1.3 Привлечение поставщиков энергии и партнеров к управлению парниковыми газами

4.1.4 Повышение информированности заинтересованных сторон и улучшение репутации компании за счет прозрачной публичной отчетности

4.2 Учет и отчетность по парниковым газам

4.3 Методы учета сферы охвата 2

4.3.1 Региональный метод

4.3.2 Рыночный метод

4.4 Подход к коэффициентам выбросов

4.5 Значение результатов каждого метода для принятия решений

4.5.1 Решения о размещении объектов и производств

4.5.2 Решения об уровне и периодах спроса

4.5.3 Решения, влияющие на структуру генерации в энергосистеме

4.6 Выявление источников и установление границ выбросов сферы охвата 2

Библиография

Нормативно-правовая база климатического регулирования в Российской Федерации

Оценка выбросов парниковых газов: переход с национального уровня на уровень организаций

Обязательная углеродная отчетность организаций: правила и сроки предоставления

Как подготовиться к сдаче обязательного отчета по выбросах парниковых газов на уровне организации

Добровольная отчетность организаций. Расчет косвенных выбросов ПГ

Определение углеродного следа продукции

Валидация и верификация углеродной отчетности

МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ И ЭКОЛОГИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ от 30 июня 2015 г. N 300

I. Общие положения

II. Порядок количественного определения объема выбросов парниковых газов в организациях

III. Содержание и оформление исходных данных и расчета объема выбросов парниковых газов за отчетный период

IV. Содержание и оформление сведений (отчета) о выбросах парниковых газов

КАТЕГОРИИ ИСТОЧНИКОВ ВЫБРОСОВ И ПАРНИКОВЫЕ ГАЗЫ, ПОДЛЕЖАЩИЕ ОБЯЗАТЕЛЬНОМУ УЧЕТУ В ОРГАНИЗАЦИЯХ

СБОРНИК МЕТОДИК КОЛИЧЕСТВЕННОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЫБРОСОВ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ ПО КАТЕГОРИЯМ ИСТОЧНИКОВ

1. Стационарное сжигание топлива

2. Сжигание в факелах

3. Фугитивные выбросы

4. Нефтепереработка

5. Производство кокса

6. Производство цемента

7. Производство извести

8. Производство стекла

9. Производство керамических изделий

10. Производство аммиака

11. Производство азотной кислоты, капролактама, глиоксаля и глиоксиловой кислоты

12. Нефтехимическое производство

13. Производство фторсодержащих веществ

14. Черная металлургия

15. Производство ферросплавов

16. Производство первичного алюминия

17. Прочие промышленные процессы

18. Авиационный транспорт

19. Железнодорожный транспорт

ЗНАЧЕНИЯ ПОТЕНЦИАЛОВ ГЛОБАЛЬНОГО ПОТЕПЛЕНИЯ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ <1>

А вот и еще наши интересные статьи:

ПРИКАЗ
от 30 июня 2015 г. N 300