авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 9 | 10 || 12 | 13 |   ...   | 14 |

«1 Нурушев М.Ж., Байгенжин А.К., Нурушева А.M. НИЗКОУГЛЕРОДНОЕ РАЗВИТИЕ - КИОТСКИЙ ПРОТОКОЛ: Казахстан, Россия, ЕС и позиция США (1992-2013 ...»

-- [ Страница 11 ] --

74. Грабб М. при участии Дж. Стерна, Б. Мюллера и Ю. Сафонова «Российская энергетика и прогноз выбросов СО2: выводы на основании российских и международных исследований» // Россия: экономический рост и Киотский протокол. - Москва, 2004.

75. Данилов-Данильян В.И. «Климатические изменения: взгляд из России». – М., ТЕИС, 2003.

76. Данные Генерального Директората по энергии и транспорту Европейской Комиссии по состоянию на 2000 г.

77. Данные Глобального экологического фонда по состоянию на конец марта 2005 г.;

78. Илларионов А., Пивоварова Н. « Экономические последствия ратификации Российской Федерацией Киотского Протокола» // «Вопросы экономики», 2004, №11 – С.12-58.

79. Соловей Ю.В. Киото на пороге России, Москва. 2003 – 103 С.

80. Франхаузер С. Лаврик Л. Инвестиционный климат для инвестиций в проекты по предотвращению изменения климата. Совместное осуществление в странах с переходной экономикой. М. 2003 – 165 С.

81. Материалы офиса по международной стратегии в области предотвращения изменения климата, Министерства охраны окружающей среды Японии. Международный журнал «Бизнес»

спец.выпуск Москва, 2003 - С.12.

82. Международный журнал «Бизнес» специальный выпуск Москва. 2003 - С.16.

83. Бердин В.Х., Леднева М.Е. Разработка основ государственного регулирования выбросов парниковых газов на предприятиях Российской Федерации. Москва, 2003 – 207 С.

84. Сухоносенко Н.А. Организация торговли разрешениями на выбросы парниковых газов в Европейском Союзе. Сб. материалов ежегодной научной конференции экономического факультета МГУ. 2003 – 161-173 С.

85. Сухоносенко Н.А. Анализ перспектив России в использовании механизмов гибкости Киотского протокола. Сб. материалов научной конференции «Экономика и экология» МГУ.

Москва. 2003 – 161-173 С.

86. Независимая оценка последствий присоединения России к Киотскому протоколу. РРЭЦ, Москва, 2003 – 156 С.

87. Данилова-Данильян В.И. Климатические изменения: взгляд из России (под ред. В.И.

Данилова-Данильяна. М., ТЕИС, 2003 – 165 С.

88. Авдеева Т.Г. Киотский протокол: за и против / МЭиМО, 2004, №11 С.92.

89. The Kyoto Protocol and Potential Impact on OECD Energy Use. Center for Global Energy Studies, March-April, 1998.

90. Данные ООО «Газэкспорт». [Онлайн] Доступ через www.gazexport.ru от 03.11.2012 г.

91. Логинов В. Ф., Сенько А. С., Лысухо Н. А. Выбросы парниковых газов в Республике Беларусь и Киотский протокол // Экологический вестник. Научно-практическийжурнал. 2011, № 1 (15), с. 5 – 14.

92. United Nations Convention to Combat Desertification. Available from: www.unccd.int [Accessed 5 December 2012].

93. Букварева Е.Н.Роль наземных экосистем в регуляции климата и место России в посткио тском процессе. Товарищество научных изданий КМК.2010. 97 с.

94. Смелянский И.В. Роль степных экосистем России в депонировании углерода. Проект ПРООН/ГЭФ/Минприроды России «Совершенствование системы и механизмов управ-ления ООПТ в степном биоме России».

95. Титлянова А.А.Освоение лесостепной и степной зон Западной Сибири увеличило эмиссию углерода // Степной бюллетень № 8, 2000, с. 35-37.

96. Курганова И.Н. Эмиссия и баланс диоксида углерода в наземных экосистемах России.

Автореферат диссертации на соискание уч. степени доктора биологических наук. Пущино, 2010.

97. Добровольский Г.В. Тихий кризис планеты. Вестник Российской Академии Наук, 1997, том 67, № 4, с. 313-320.

98. Заварзин Г.А. Баланс углерода в России // Природа. 1994. №7.

99. Кудеяров В.Н. Выделение углекислого газа почвенным покровом России // Природа. 1994.

№ 7.

100. Власов П. Маневры в Ницце. Европа хочет получить от «Газпрома» газовую паузу.

Эксперт. №24, 26 июня 2000 – С.3-26.

101. Данные К. Паттена (члена КЕС) //РИА Новости от 17.10.2002.

102. Еженедельный аналитический обзор компании «Регионгазфинанс» за (12-16) январь 2004.

[Онлайн] Доступ через www.uk-rgf.ru/analytics/wecly/20040116.pdf от 10.09.2009 г.

103. Сафонов Г.В. Эколого-экономический анализ рыночных механизмов сокращения выбросов «парниковых» газов в России. Автореферат диссертация на соискание кандидата экономических наук, Москва, 2001. – 23 С.

104. Подосенова О. Схема зеленых инвестиций: неиспользованный ресурс России, [Онлайн] Доступ через http://www.rusecounion.ru/klimat от 30.04.2011 г.

105. Цилюрик Д. По вопросу о климате снова нет единства. [Онлайн] Доступ через http://www.ng.ru/world/2011-12-09/8_climat.html от 25.05.2012 г.

106. Интернет-источник Доступ через [Онлайн] от http://accf.org/news/publication/economicimpacts-of-alternative-emission-reduction-scenarios 26.01.2010 г.

107. Неопределенность нависла над существенными вопросами, в то время как Дурбан готовится к прибытию министров. [Онлайн] Доступ через www.ictsd.org/i/news/mosty-blog/120638/ от 15.03.2010 г.

108. Дурбанская платформа РКИК ООН: действия по новому глобальному соглашению и второму периоду Киотского протокола (Обзор хода международных переговоров по состоянию на середину декабря 2012 г., после Конференции Сторон РКИК ООН в Дохе). [Онлайн] Доступ через www.wwf.ru/data/climate/.../kokorin-post-doha-review-27dec12.doc от 15.03.2010 г.

109. Рамочная Конвенция об изменении климата – UNOG. [Онлайн] Доступ через www.unog.ch/.../sites/.../FCCC_KP_CMP_2012_L.0001_RUS.pd от 20.08.2011 г.

110. Review of the processes and procedures of the IPCC. [Онлайн] Доступ через www.ipcc.ch.

Climate change assessments Review of the processes. От 20.08.2011 г.

111. Конференция Сторон, действующая в качестве совещания Сторон Киотского протокола (восьмая сессия) г. Доха (Катар). [Онлайн] Доступ через http://www3.unog.ch/dohaclimatechange/sites/default/files/FCCC_KP_CMP_2012_L.0001_RUS.pdf.

от 20.08.2011 г.

112. Консультативный документ по развитию углеродного рынка Казахст ана:

законодательные основы, основные подходы, сложности и пути решения. Обязательство Казахстана на второй зачетный период Киотского протокола. Стратегия развития «Зеленой экономики». Статус Казахстана после СОР-18 в г. Доха (Катар). Расширенное резюме. Астана, 2013 – 54 С.

113. А.А. Сусленков, Московский государственный университет природообустройства. / Экономика природопользования (обзорная информация). – М., 2005. № 3. – С.89–102.

114. Ильинский А. [Онлайн] Доступ через www.regencygroup.ru/news.html от 24.08.2011 г.

115. ЕС поможет Китаю разработать систему торговли квотами на выбросы CO2 | РИА Новости [Онлайн] Доступ через http://www.ria.ru/business/20120920/755001928.

html#ixzz29WE9bphK от 27.08.2011 г.

116. Перспективные энергетические технологии на Земле и космосе. Сб. статей/ под ред. акад.

А.С. Коротеева – М.: ЗАО «Светлица», 2008. – 208 с.

117. Кутербеков К.А. Ускоритель тяжелых ионов DC-60 при Евразийском Национальном университете им. Л.Н. Гумилева в г. Астана. Институт ядерной физики НЯЦ РК - 50 лет.

Очерки истории становления и развития ИЯФ НЯЦ РК 1957–2007 гг. Астана - С.142–146.

118. Кутербеков К.А. Междисциплинарный научно-исследовательский комплекс Института ядерной физики НЯЦ РК в г. Астана. Институт ядерной физики НЯЦ РК – 50 лет. Очерки истории становления и развития ИЯФ НЯЦ РК 1957-2007 гг. Астана – С.163–166.

ПРИЛОЖЕНИЯ Приложение Утвержден Постановлением Правительства Республики Казахстан, 2012 год Национальный план распределения квот на выбросы парниковых газов на 2013 год 1. Общие положения 1. Национальный план распределения квот на выбросы парниковых газов на 2013 год (далее – Национальный план) разработан в соответствии с подпунктом 7) статьи Экологического Кодекса Республики Казахстан. На основании Правил распределения квот на выбросы парниковых газов, утвержденный Постановлением Правительства Республики Казахстан от 7 мая 2012, № 586, а также с учетом положений международных договоров Республики Казахстан в области изменения климата.

2. Национальный план:

квотирует (лимитирует) выбросы двуокиси углерода от установок операторов, 1) совокупные выбросы двуокиси углерода которых превышают 20 000 тонн двуокиси углерода в год;

определяет на 2013 год количество распределяемых единиц квоты по отраслям 2) экономики, а также по природопользователям для всех стационарных источников, эксплуатируемых природопользователями. Количество распределяемых единиц квот на год приравнивается к выбросам двуокиси углерода, произведнным природопользователями по состоянию на 31 декабря 2010 года (далее – базовый уровень), указанным в паспортах их инвентаризации;

определяет количество единиц квоты, составляющих резерв объема квот, 3) предназначенный для новых установок в приоритетных секторах экономики;

выбросы метана не включаются в распределение квот на выбросы парниковых 4) газов природопользователям и регулируются в рамках внутренних проектов по сокращению выбросов парниковых газов.

3. Разрешенное количество выбросов парниковых газов для Республики Казахстан в соответствии с международными договорами Республики Казахстан в области изменения климата составляет:

на период с 2008 по 2020 гг. в размере 4 393 281 тысяч тонн эквивалента двуокиси углерода;

на период 2008-2012 гг. в размере 1 800 525 тысяч тонн эквивалента двуокиси углерода;

на период 2013-2020 гг. устанавливается в размере 2 592 756 тысяч тонн эквивалента двуокиси углерода.

2. Объем квот на выбросы парниковых газов по отраслям экономики и объемы квот для природопользователей на 2013 год 4. Объем квоты в количестве 147 190 092 единиц для действующих установок бесплатно распределяются по отраслям экономики согласно таблице Приложения 1.

5. Единицы объема квот между природопользователями в разрезе указанных отраслей распределяются согласно таблицам Приложения 2.

3. Резерв объема квот на выбросы парниковых газов на 2013 год 6. Резерв объема квот Национального плана рассчитан на основе определения доли новых и расширяемых установок в общем объеме квот на выбросы парниковых газов по среднему показателю прогнозируемого ежегодного темпа роста валового внутреннего национального продукта на соответствующий период.

7. Резерв объема квот Национального плана составляет разницу между прогнозным показателем выбросов двуокиси углерода природопользователей на 2013 год и их базовым уровнем.

8. Резерв объема квот на 2013 год составляет 20 633 635 единиц квот.

Приложение Единицы объема квот по отраслям экономики в тоннах двуокиси углерода Объем квот (с учетом обязательств по Количество Общие выбросы от сокращению на 0% от предприятий сектора, тонн базового уровня выбросов), Отрасль экономики отрасли двуокиси углерода тонн двуокиси углерода 84 002 771,97 84 002 Энергетическая Добыча угля, нефти и 69 19 773 943,61 19 773 газа Промышленность 43 413 375,40 43 413 Всего 178 147 190 090,98 147 190 Приложение Единицы объема квот для функционирующих по состоянию на 31 декабря года установок энергетической отрасли Данные паспортов Единицы объема № Наименование оператора инвентаризации, квот тонн СО2, 2010 год АО "3-Энергоорталык" 1 485 155,50 485 АО "AES Усть-Каменогорская ТЭЦ" 2 1 863 755,40 1 863 АО "Актобе ТЭЦ" 3 929 574,40 929 АО "Алматинские Электрические Станции" ЗТК 4 272 215,30 272 АО "Алматинские Электрические Станции" ТЭЦ- 5 849 230,00 849 АО "Алматинские Электрические Станции" ТЭЦ- 6 3 094 722,40 3 094 АО "АлЭС" ТЭЦ- 7 1 192 968,70 1 192 АО "Алюминий Казахстана" 8 8 262 864,30 8 262 АО "Астана-Энергия" ТЭЦ- 9 516 009,07 516 АО "Астана-Энергия" ТЭЦ- 10 3 457 480,00 3 457 АО "Атырауская ТеплоЭлектроЦентраль" 11 1 225 057,80 1 225 АО "Евроазиатская энергетическая корпорация" 12 13 647 597,90 13 647 АО "Жайыктеплоэнерго" 13 324 932,10 324 АО "Жамбылская ГРЭС им. Т.И. Батурова" 14 204 258,00 204 АО "КАНТ" 15 30 627,50 30 АО "Павлодарэенерго Экибастузская ТЭЦ" 16 875 448,00 875 АО "Павлодарэнерго ТЭЦ-2" 17 1 097 997,10 1 097 АО "Павлодарэнерго ТЭЦ-3" 18 3 154 258,30 3 154 АО "СевКазЭнерго" 19 3 784 858,00 3 784 АО "Станция Экибастузская ГРЭС-2" 20 5 028 631,80 5 028 АО "Таразэнергоцентр" 21 153 070,00 153 АО "Трансэнерго" 22 22 156,60 22 АО "Усть-Каменогорские тепловые сети" 23 76 050,00 76 АО "Шахтинская ТЭЦ" 24 157 137,90 157 ГКП "Жамбыл-Жылу" 25 21 178,00 21 ГКП "Жанатас-Су-Жылу" 26 33 122,70 33 ГКП "Житикаракоммунэнерго" 27 44 514,10 44 ГКП "Жылу" 28 32 391,70 32 ГКП "Коммунальщик" 29 25 141,10 25 ГКП "Кызылордатеплоэнергоцентр" 30 410 524,60 410 ГКП "Кызылордаюжтеплоцентр" 31 40 116,80 40 ГКП "Озен Жылу" 32 69 367,10 69 ГКП "Теплоцентраль г.Серебрянская" 33 23 705,90 23 ГКП "Теплоэнергия пос. Глубокое" 34 39 737,40 39 ГКП "Управление жилищно-коммунального 35 34 150,10 34 реформирования" ГКП на ПХВ "Аркалыкская теплоэнергетическая 36 74 962,20 74 компания" акимата г.

Аркалыка Костанайской области ГКП на ПХВ "Атбасар-Теплосервис" при акимате 37 41 069,50 41 Атбасарского района ГКП на ПХВ "Теплосервис" при акимате 38 31 235,90 31 Ерейментауского района ГКП на ПХВ "Термо-Транзит" 39 59 876,50 59 ГП "Теплоцентраль" 40 121 323,20 121 ГУП ПЭО "Байконурэнерго" 41 221 428,40 221 ТОО "Экибастузская ГРЭС-1 имени Булата Нуржанова" 42 11 982 672,00 11 982 ТОО "Ак-Кульская нефтебаза" 43 25 750,70 25 ТОО "АЭС Согринская ТЭЦ" 44 424 044,20 424 ТОО "Джет-7" 45 1 444 359,50 1 444 ТОО "Жалтырское АТП" 46 287 881,30 287 ТОО "Жанажолская ГТЭС" 47 381 489,00 381 ТОО "Казцинк-ТЭК" 48 297 446,30 297 ТОО "Караганда Энергоцентр" ТЭЦ- 49 379 355,30 379 ТОО "Караганда Энергоцентр" ТЭЦ- 50 3 071 969,20 3 071 ТОО "Корпорация "Казахмыс" ПО"Жезказганцветмет", ПО "Карагандацветмет", ПО "Балхашцветмет", УД 51 9 933 743,60 9 933 "Борлы", КЛЗ, КЛМЗ, Балхашская ТЭЦ, Жезказганская ТЭЦ, ГРЭС,ПТЭ, Металлургический комплекс ТОО "МАЭК-Казатомпром" 52 3 567 100,80 3 567 ТОО "ПКФ ИНСАЙТ" 53 42 048,30 42 ТОО "Промтепло" 54 84 424 84 ТОО "Шантобе-Энерго" 55 50 586,50 50 Всего 55 84 002 771,97 84 002 Единицы объема квот для функционирующих по состоянию на 31 декабря года установок отраслей добычи угля, нефти и газа Данные паспортов Единицы № Наименование оператора инвентаризации, объема квот тонн СО2, год АО "Аксайгазсервис" 1 2 637 082,70 2 637 АО "АрселорМиттал Темиртау" Угольный Департамент 2 357 044,30 357 АО "Интергаз Центральная Азия" УМГ "Актау" 3 70 301,50 70 АО "Интергаз Центральная Азия" УМГ "Актобе" 4 81 752,50 81 АО "Интергаз Центральная Азия" УМГ "Кызылорда" 5 228 617,10 228 АО "Интергаз Центральная Азия" УМГ "Южный" 6 27 098,80 27 АО "Интергаз Центральная Азия" Филиал УМГ "Атырау" 7 208 549,30 208 АО "Интергаз Центральная Азия" Филиал УМГ "Уральск" 8 92 747,50 92 АО "КазТрансОйл" ЛПДС "Кульсары" КНУ ЗФ 9 27 092,50 27 АО "КазТрансОйл" НПС "663 км" АНУ ЗФ 10 38 911,30 38 АО "КазТрансОйл" НПС "Индер" АНУ ЗФ 11 27 309,30 27 АО "КазТрансОйл" НПС «имени Т. Касымова» АНУ ЗФ 12 37 910,50 37 АО "КазТрансОйл" Мангистауское нефтепроводное управление 13 58 601,29 58 ЗФ АО "КазТрансОйл" Уральское нефтепроводное управление ЗФ 14 35879,70 АО" КазТрансОйл" База производственно-технического 15 25 490,40 25 обеспечения и комплектации, Восточный Филиал АО "Каражанбасмунай" 16 315 343,20 315 АО "Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В." Казахстанский 17 1 403 166,00 1 403 филиал АО "Каспий нефть ТМЕ" 18 26 840,60 26 АО "КТК-К" НПС "Атырау" 19 39 067,20 39 АО "Мангистаумунайгаз" Транспорный департамент 20 24 920,50 24 АО "Мангистаумунайгаз" Департамент административного и 21 197 099,30 197 социального развития АО "Мангистаумунайгаз" ПУ "Жетыбаймунайгаз" 22 140 452,10 140 АО "Мангистаумунайгаз" ПУ "Каламкасмунайгаз" 23 407 942,00 407 АО "НК КОР" 24 25 366,60 25 АО "Норт Каспиан Оперейтинг Компани Б.В"., Морские объекты 25 148 566,00 148 месторождения Кашаган, Атырауская область АО "Норт Каспиан Оперейтинг Компани Б.В." Наземные объекты, 26 122 011,80 122 Атырауская область АО "Норт Каспиан Оперейтинг Компани" Б.В.,Мангистауская 27 60 123,00 60 область АО "Павлодарский нефтехимический завод" 28 729 257,40 729 АО "ПетроКазахстан КумкольРесорсиз" ("ПККР") м/р Кызылкия 29 61 679,61 61 АО "ПетроКазахстан КумкольРесорсиз" ("ПККР") м/р Кумколь и 30 453 535,37 453 Южный Кумколь, Восточный Кумколь, Северный Нуралы АО "ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз" ("ПККР") м/р Арыскум 31 153 972,15 153 АО "ОзенМунайгаз" 32 680 449,00 680 АО "Эмбамунайгаз" НГДУ "Жылыоймунайгаз" 33 234 991,90 234 АО "Эмбамунайгаз" НГДУ "Доссормунайгаз" 34 53 894,50 53 АО "Эмбамунайгаз" НГДУ "Кайнармунайгаз" 35 20 820,00 20 АО "Эмбамунайгаз" НГДУ "Жаикмунайгаз" 36 48 769,90 48 АО "СНПС АйДанМунай" 37 101 432,40 101 АО "СНПС-Актобемунайгаз" 38 1 345 417,80 1 345 АО "Тургай Петролеум" 39 502 824,20 502 АО "Шубарколь комир" 40 190 295,60 190 АО АФК "Алтиес Петролеум Интернэшнл" 41 42 897,60 42 АО СП "Казгермунай" 42 486 032,40 486 АО ТОО "КНЛК Интернешнл Казахстан ИНК" 43 246 060,10 246 АО Филиал "Сайпар Дриллинг Компании Б.В. Карачаганак 44 25 779,60 25 Проджект" Представительство ТОО "Стандарт Газ" в г.Атырау 45 199 012,50 199 ТОО "Oil Services Company" 46 34 932,00 34 ТОО "Акжар Ойл АС" 47 120 694,80 120 ТОО "Атырауский НПЗ" 48 627 475,87 627 ТОО "БИС" 49 21 395,40 21 ТОО "Бургылау" 50 320 196,40 320 ТОО "Жаикмунай" 51 240 259,00 240 ТОО "Казахойл Актобе" 52 504 628,70 504 ТОО "Казахский газоперерабатывающий завод" 53 76 255,50 76 ТОО "Казахтуркмунай" Актюбинская область 54 21 846,70 21 ТОО "Казахтуркмунай" Мангистауская область 55 20 242,70 20 ТОО «Каракудукмунай»

56 34 222,63 34 ТОО "Кен - Сары" 57 21 465,60 21 ТОО "ПетроКазахстан Ойл Продактс" 58 573 119,90 573 ТОО "Сары-Арка Спецкокс" 59 171 226,90 171 ТОО "Стаутс Ойл" м/р Кенлык 60 125 341,89 125 ТОО "Стаутс Ойл" м/р Южный Карабулак 61 40 555,40 40 ТОО "Тандай Петролеум" 62 125 005,00 125 ТОО "Тенгизшевройл" 63 3 723 689,50 3 723 ТОО ККБК "Великая стена" 64 90 883,50 90 ТОО Сервисное Буровое Предприятие" "КазМунайГаз - Бурение" 65 24 001,30 24 ТОО СП "Арман" 66 22 485,10 22 ТОО СП "КуатАмлонМунай" 67 110 763,70 110 ТОО "Фэлкон Ойл энд Гэс ЛТД" 50 813, 68 50 ФК "Бузачи Оперейтинг ЛТД" 69 230 034,10 230 Всего 69 19 773 943,61 19 773 Единицы объема квот для функционирующих по состоянию на 31 декабря 2010 года установок отраслей перерабатывающей промышленности Данные паспортов Единицы № Наименование инвентаризации, объема тонн СО2, 2010 квот г.

Аксуский ЗФ - филиал АО "ТНК "Казхром" 1 1 752 180,80 1 752 Актюбинский ЗФ филиал АО "ТНК Казхром" 2 893 389,90 893 АО "Altyntau Resources" 3 71 449,50 71 АО "Central Asia Cement" 4 684 558,00 684 АО "Актюбинский завод хромовых соединений" 5 172 371,57 172 АО "Алюминий Казахстана" Филиал Краснооктябрьское 6 84 142,64 84 бокситовое рудоуправление АО "Алюминий Казахстана" Филиал Торгайское бокситовое 7 29 589,30 29 рудоуправление АО "АрселорМиттал Темиртау" 8 20 574 470,00 20 574 9 АО " Бухтарминская цементная компания" 1 121 540,57 1 121 АО "Варваринское" 32 807,69 32 АО "Жайремский ГОК" 69 305,30 69 АО "Казахстанский электролизный завод" 461 248,63 461 АО "Карцемент" 209 954,10 209 АО "Костанайские минералы" 53 008,00 53 АО "Соколовско-Сарбайское горнообогатительное 3 167 758,20 3 167 производственное объединение" АО "Солодовенный завод Суффле Казахстан" 20 104,20 20 АО "Стекольная компания САФ" завод тарного стекла филиала 32 148,10 32 "Южный-1,2" АО "Темиртауский электрометаллургический комбинат" (ТЭМК) 18 122 581,40 122 АО "Шымкентцемент" 673 950,86 673 АО КФ "Салини Коструттори С.П.А" 20 23 878,70 23 АО ТНК "Казхром" - филиал Донской ГОК 320 352,30 320 ИП "Василенко С.Н." 45 250,57 45 КФ АО "Тодини Конструциони Дженерали С.п.А." 41 835,60 41 РУ "Казмарганец" - филиал АО "ТНК Казхром" 23 035,00 23 ТОО "AMITECH ASTANA" 220 821,83 220 ТОО "Apriori" 437 571,40 437 ТОО "KSP Steel" Павлодарский филиал 27 1 024 369,90 1 024 ТОО "Аиби Компани" 218 111,50 218 ТОО "Актюбинская медная компания" 29 47 753,70 47 ТОО "Арт-Строй" 30 153 758,60 153 ТОО "Асфальтобетон 1" 21 206,80 21 ТОО "Богатырь Комир" 4 672 378,00 4 672 ТОО "Гидромаш-Орион" МЖБК 33 1 336 539,80 1 336 ТОО "Жамбылская цементная производственная компания 486 679,30 486 ТОО "Ерсай Каспиан Контрактор" 35 365,30 35 ТОО "Кастинг" Павлодарский филиал 39 126,26 39 ТОО "КазАзот" 344 287,50 344 ТОО "Казфосфат" НДФЗ" 1 350 418,61 1 350 ТОО "Казфосфат" Филиал ГПК "Каратау" 26 298,40 26 ТОО "Казцинк". Риддерский горно-обогатительный комплекс 200 450,70 200 ТОО "Казцинк". Риддерский металлургический комплекс.

439 127,90 439 Цинковое производство ТОО "Казцинк". Усть-Каменогорский металлургический 563 863,80 563 комплекс (УКМК) ТОО "Каратау" 21 168,30 21 ТОО "Кнауф Гипс Капчагай. Предприятие с участием ДЭГ" 25 844,00 25 ТОО "Коппер Текнолоджи" месторождение "50 лет Октября" 45 34 241,20 34 ТОО "Корпорация "Казахмыс" Филиалы "Белоусовский ГОК, 263 228,10 263 Актогайский ГОК", Медно-химический комбинат ТОО "Мираш-Н" 22 720,30 22 ТОО "Майкубен-Вест" 56 975,00 56 ТОО "Оркен" Представительство "Оркен-Атасу" 41 604,10 41 ТОО «Сас-Тобе технолоджис» 426 139,70 426 ТОО "Таразаский металлургический завод" 68 271,40 68 ТОО "Управление автомобильных дорог" 24 874,88 24 ТОО "Центрально-Азиатская сахарная корпорация" 90 861,80 90 ТОО ТФ "Казфосфат" "Минеральные удобрения" 38 406,40 38 Всего 54 43 413 375,40 43 413 Приложение Список объектов возобновляемых источников энергии (ВИЭ), которые должны быть введены до 2020 года, согласно проекта ППРК № Наименование мероприятия Форма Ответственные за Сроки Предполаг Источник завершени исполнение реалии аемая финансиров я - зации стоимость ания Строительство ВЭС вблизи г. Ввод в Аким Акмолинской Собственны 1 2014 17 Ерейментау, Ерейментауского эксплуата области, ТОО год е и заемные района Акмолинской области цию «Первая ветровая средства мощностью 45 МВт электрическая инвестора станция»

Строительство ВЭС вблизи г. Ввод в Аким Акмолинской Собственны 2014 23 Ерейментау, Ерейментауского эксплуата области, АО год е и заемные района Акмолинской области цию «Самрук Энерго» средства мощностью 51 МВт. с инвестора перспективой до 300 МВт Строительство ВЭС в с. Ввод в Аким Собственны 2015- 82 Бадамша эксплуата Актюбинской е и заемные 3 Каргалинского района цию области. «ВТ- годы средства Актюбинской области Invest» инвестора мощностью 300 МВт Строительство ВЭС в Ввод в Аким Алматинской Собственны 4 2014 12 Шелекском коридоре эксплуата области, ТОО год е и заемные Алматинской области цию «Green Energy средства мощностью 51 МВт Almaty» инвестора Строительство ВЭС в Ввод в Аким Алматинской Собственны 5 2015 27 Шелекском районе, эксплуата области, АО год е и заемные Алматинской области, цию «Самрук-Энерго» средства мощностью 60 МВт инвестора Строительство ВЭС в Ввод в Аким Алматинской Собственны 6 2018 15 Джунгарских воротах эксплуата области год е и заемные Алматинской области цию средства мощностью 72 МВт инвестора Строительство парка Ввод в Аким Восточно- Собственны 2013 8 ветроэнергетических установок эксплуата Казахстанской год е и заемные на перевале Умыш с. Таинты в цию области, ТОО средства Уланском районе Восточно- «Spain Consalting» инвестора Казахстанской области мощностью 24 МВт Строительство Кордайской Ввод в Аким Жамбылской Собственны 8 2015 5 451, ВЭС в Жамбылской области эксплуата области, ТОО год е и заемные мощностью 21 МВт цию « Vista International" средства инвестора Строительство Жанатасской Ввод в Аким Жамбылской Собственны 9 2013- 28 ВЭС в Сарысуском районе эксплуата области, ТОО е и заемные Жамбылской области цию «Central Asia Green годы средства мощностью 100 МВт Power» инвестора Строительство ВЭС в Ввод в Аким Частные 2015 10 Каркаралинском районе эксплуата Карагандинской год инвестиции Карагандинской области цию области области, заемные мощностью 15 МВт Аркалык ТОО «KazWind средства Костанайской области Energy» инвестора Строительство ВЭС в г. Ввод в Аким Собственны 2014 5 Форт-Шевченко эксплуата Мангыстауской год е и заемные Мангыстауской области цию области, АО «НК средства мощностью 19,5 МВт СПК «Каспий» и инвестора ТОО «ДМК-Ко»

Установка ВЭС в с. Ввод в Аким Северо- Собственны 2013 Новоникольское эксплуата Казахстанской год е средства Кызылжарского района Северо- цию области, КТ инвестора Казахстанской области «Зенченко и К»

мощностью 1,5 МВт Строительство ГЭС - 1,2 на Ввод в Аким Алматинской Собственны 2013- 11 реке Коксу в Кербулакском эксплуата области, ТОО е и заемные 13 районе, Алматинской области цию «Датанг-ТТ- годы средства суммарной мощностью 42 МВт Энерджи» инвестора Строительство ГЭС-5 на реке Ввод в Аким Алматинской Собственны 14 2014 4 Каратал в Ескельдинском эксплуата области, ТОО год е и заемные районе Алматинской области цию «АСПМК-519» средства мощностью 5 МВт инвестора Строительство Верхне Ввод в Аким Алматинской Собственны 15 2014 1 Басканской ГЭС в Саркандском эксплуата области, ТОО год е и заемные районе Алматинской области цию «Alakol Power» средства мощностью 4,35 МВт инвестора Строительство Нижне Ввод в Аким Собственны 16 2014 2 Басканской эксплуата Алматинской год е и заемные ГЭС - 1,2 в Саркандском цию области, ТОО «TT- средства районе Алматинской области GROUP» инвестора мощностью 4,8 МВт Строительство Иссыкской ГЭС Ввод в Аким Алматинской Собственны 2014 -1.2 на реке Иссык в эксплуата области, ТОО год е и заемные Енбекшиказахском районе цию «Энерго Алем» средства Алматинской области инвестора суммарной мощностью 4,8 МВт Строительство Актогайской Ввод в Аким Алматинской Собственны 2014 4 ГЭС на реке Чарын в эксплуата области, ТОО год е и заемные Райымбекском районе цию «Энерго Алем» средства Алматинской области мощностью 13 МВт Строительство Бартогайской Ввод в Аким Алматинской Собственны 2014 2 ГЭС -27 на реке Шелек в эксплуата области, ТОО год е и заемные Енбекшиказахском районе цию «Жарык Су Лтд» средства Алматинской области инвестора мощностью 13,1 МВт Строительство Бартогайской Ввод в Аким Алматинской Собственны 2014 3 ГЭС -28 на водохранилище эксплуата области, ТОО год е и заемные Бартогай в Алматинской цию «Жарык Су Лтд» средства области мощностью 20 МВт инвестора Строительство ГЭС 2 на. реке Ввод в Аким Алматинской Собственны 21 2015 1 Лепсы в Саркандском районе эксплуата области, ТОО «А год е и заемные Алматинской области цию манат-А» средства мощностью 4,8 МВт инвестора Строительство ГЭС 1. 2 на Ввод в Аким Алматинской В Собственны Большом Алматинском канале эксплуата области, ТОО год процессе е и заемные Алматинской области цию «Казгидротехэне разработк средства суммарной мощностью 12 МВт рго» ии инвестора анализа Строительство ГЭС 19-22 на Ввод в Аким Алматинской В Собственны реке Шелек в эксплуата области, ТОО год процессе е и заемные Енбекшиказахском районе цию «Казгидротехэне разработк средства Алматинской области рго» ии инвестора суммарной мощностью 60,8 анализа МВт Строительство малых ГЭС на Ввод в Аким Восточно- В Собственны 2014 реках Громатуха, Ульба, эксплуата Казахстанской процессе е и заемные 24 Сержиха вблизи города Риддер цию области, АО годы разработк средства Восточно-Казахстанской «Группа компаний ии инвестора области «ЛИК» анализа Строительство Каракыстакской Ввод в Аким Собственны 2013 53, ГЭС эксплуата Жамбылской год е и заемные Рыскуловский р-н цию области, ТОО средства |Жамбылской области «ЭнергоСтрой инвестора мощностью 2,1 МВт Проект»

Строительство Тас-Откельской Вводе Аким Жамбылской Собственны 26 2013 1 ГЭС в Шуском районе эксплуата области. ТОО год е и заемные Жамбылской области цию «А&Т-Энерго» средства мощностью 9,2 МВт инвестора Строительство Меркенской Ввод в Аким Жамбылской Собственны 2015 4 906, ГЭС в Меркенском районе эксплуата области, ТОО год е и заемные Жамбылской области цию «Тараз грипауэр средства мощностью 4,5 МВт дженко» инвестора Строительство ГЭС «Рысжан» Ввод в Аким Южно- Собственны 2013 на реке Келес в Сарыагашском эксплуата Казахстанской год е и заемные районе Южно-Казахстане кой цию области, ТОО средства области мощностью 2 МВт «Келесгидрострой» инвестора Строительство ГЭС «Азамат» Ввод в Аким Южно- Собственны 29 2015 реке Келес в Сарыагашском эксплуата Казахстанской год е и заемные районе Южно-Казахстанской цию области, ТОО средства области мощностью 3 МВт «Келесгидрострой» инвестора Строительство СЭС в г. Вводе Аким Алматинской Собственны 2013 1 Капшагай Алматинской эксплуата области, АО год е средства области мощностью 2 МВт цию «Самрук-Энерго» инвестора Строительство СЭС в Ввод в Аким Жамбылской Собственны 2014 8 Жамбылском районе эксплуата области, ТОО год е и заемные Жамбылской области цию «Valido средства мощностью 24 МВт инвестора International)) Строительство СЭС в Кызыл- Ввод в Аким Собственны 2014 14 Ординской области, эксплуата Кызылординской год е и заемные мощностью 50 МВт цию области, ТОО средства «Самрук-Казына инвестора Инвест», СПК "Кызыл-Орда" Проект внедрения Ввод в Аким г. Астана, Грант 2013- 1 экологической эксплуата МОН РК, АО Правительс 33 чистой энергии с цию «Назарбаев годы тва Японии использованием солнечной Университет»

фотоэлектрической системы в Республике Казахстан Приложение UNITED NATIONS FRAMEWORK CONVENTION ON CLIMATE CHANGE Ad Hoc Working Group on Further Commitments for Annex I Parties under the Kyoto Protocol Seventeenth session, part two Doha, 27 November 2012–* Agenda item Consideration of further commitments for Annex I Parties under the Kyoto Protocol Information by Parties included in Annex I listed in annex 1 to decision 1/CMP.7 on their quantified emission limitation or reduction objectives for the second commitment period under the Kyoto Protocol Submissions from Parties Paper no. 2: Kazakhstan Information by Kazakhstan for consideration of further commitments for Annex I Parties under the Kyoto Protocol to the proposal by the Chair to facilitate negotiations (FCCC/KP/AWG/2012/CRP.1) The Republic of Kazakhstan aims to be a Party with legally binding commitments since and reassures that this aim is still in the priority of its strategy towards low emissions development and integration of green economy principles into the national policy.

Kazakhstan supports the position of all countries intending to develop and further to adopt a new agreement to be launched in 2020 with quantitative obligations to reduce greenhouse gas emissions.

Kazakhstan is willing to continue negotiations under the agenda items of CMP8 in Doha with the following positions: Base year: Kazakhstan confirms once again that for the base year takes 1990;

Length of commitment period: Kazakhstan supports an 8 year term (2013 – 2020) for the second commitment period of the Kyoto Protocol as it correlates with the following national programs and international activities;

- 2020 agrees with plans to determine the second trade period of the national GHG allowances allocation system (2014-2020), Strategic plan of development of the Republic of Kazakhstan till 2020, which synchronizes the correlation between the international and national goals.

- 2020 is indicated for defining targets on emissions reduction in frames of the Copenhagen Accord.

- New global legally binding agreement on climate change will come into force no later than 2020.

QELRO for the 2nd commitment period: Kazakhstan for transforming its 15% pledges to reduce GHG emissions into QELRO used the technical paper (FCCC/TP/2010/3/Rev.1) proposed by the UNFCCC Secretariat. So, QELRO equals to 90,00%.

Kazakhstan’s intention to undertake this 90% QELRO is stipulated with the following conditions:

Surplus of AAU of Kazakhstan from the first commitment period is reserved in the full amount for the purposes of national security and domestic emission trading system 2013 – 2020 with its pilot phase in 2013.

Demonstration of the environmental integrity of the Kyoto Protocol and access and implementation of the flexible Kyoto mechanisms within both periods.

Use of a mid-term 2013-2015 review to increase the level of ambition in terms of emission reductions by individual parties in accordance with a workplan of mitigation efforts.

New agreement of 2015 shall include participation of all Parties with adequate mitigation commitments.

DRAFT TEXT on CMP 8 agenda item Proposal from Kazakhstan to amend Annex B to the Kyoto Protocol December Decision -/CMP. The Conference of the Parties serving as the meeting of the Parties to the Kyoto Protocol, Recalling decisions 8/CMP.6 and 13/CMP.7, Also recalling its conclusions at its fifth session,1 in which it noted that following the ratification of the Kyoto Protocol by Kazakhstan on 19 June 2009, and its entry into force for Kazakhstan on 17 September 2009, Kazakhstan became a Party included in Annex I to the Convention for the purposes of the Kyoto Protocol, while remaining a Party not included in Annex I to the Convention for the purposes of the Convention, 1 FCCC/KP/CMP/2009/21, paragraph 91.

2 FCCC/KP/CMP/2010/4.

1. Welcomes the efforts of Kazakhstan to transition its economy towards a [lower carbon intensity economy] since becoming a Party to the Kyoto Protocol;

2. Acknowledges with appreciation the continued efforts of Kazakhstan since 2009 to become a Party included in Annex I with a commitment inscribed in Annex B to the Kyoto Protocol;

3. Welcomes with appreciation the intention of Kazakhstan to participate as a Party included in Annex I with a commitment inscribed in Annex B to the Kyoto Protocol for the second commitment period of the Kyoto Protocol;

4. Agrees that it has concluded its consideration of the proposal from Kazakhstan to amend Annex B to the Kyoto Protocol in respect of the first commitment period. Приложение Ad Hoc Working Group on Further Commitments for Annex I Parties under the Kyoto Protocol Seventeenth session, part two Doha, 27 November–* Agenda item Consideration of further commitments for Annex I Parties under the Kyoto Protocol Outcome of the work of the Ad Hoc Working Group on Further Commitments for Annex I Parties under the Kyoto Protocol Draft conclusions proposed by the Chair The Ad Hoc Working Group on Further Commitments for Annex I Parties under the Kyoto Protocol at the second part of its seventeenth session recommended the following draft decision for adoption by the Conference of the Parties serving as the meeting of the Parties to the Kyoto Protocol at its eighth session:

Draft decision -/CMP. Amendment to the Kyoto Protocol pursuant to its Article 3, paragraph Annex Article 1: Amendment A. Annex B to the Kyoto Protocol The following table shall replace the table in Annex B to the Protocol:

1 2 3 4 5 * The second part of the session will be held in conjunction with the eighth session of the Conference of the Parties serving as the meeting of the Parties to the Kyoto Protocol. The closing date will be determined in due course.

Quantified Quantified emission emission limitation or Pledges for the limitation or reduction reduction of Quantified emission reduction commitment greenhouse gas limitation or reduction commitment (2013–2020) emissions by commitment (2013–2020) (expressed as (2008–2012) (percentage of percentage of (percentage of (percentage of base year base year or Reference reference reference year1 year)1 year) Party or period) period) –5 to –15% or Australia –25% 108 99.5 2000 Austria 92 NA NA Belarus5* –8% 88 1990 NA Belgium 92 NA NA Bulgaria* 92 NA NA 806 –20%/–30% Croatia* 95 NA NA Cyprus NA NA Czech Republic* 92 NA NA Denmark 92 NA NA Estonia* 92 NA NA 804 –20%/–30% European Union 92 1990 NA Finland 92 NA NA France 92 NA NA Germany 92 NA NA Greece 92 NA NA Hungary* 94 NA NA Iceland 110 NA NA Ireland 92 NA NA Italy 92 NA NA –7% Kazakhstan* 95 1990 Latvia* 92 NA NA –20%/–30% Liechtenstein 92 84 1990 Lithuania* 92 NA NA Luxembourg 92 NA NA Malta NA NA –30% Monaco 92 78 1990 Netherlands 92 NA NA –30% to – 40% Norway 101 84 1990 Poland* 94 NA NA Portugal 92 NA NA Romania* 92 NA NA Slovakia* 92 NA NA Slovenia* 92 NA NA Spain 92 NA NA Sweden 92 NA NA –20% to – 30% Switzerland 92 84.2 1990 NA 7612 –20% Ukraine* 100 1990 NA United Kingdom of Great Britain and Northern Ireland 92 NA NA Quantified emission limitation or reduction commitment (2008–2012) (percentage of base year Party or period) Canadaa Japan13 New Zealand14 Russian Federation15* Abbreviation: NA = not applicable.

* Countries that are undergoing the process of transition to a market economy.

A reference year may be used by a Party on an optional basis for its own purposes to express its quantified emission limitation or reduction commitment (QELRC) as a percentage of emissions of that year, that is not internationally binding under the Kyoto Protocol, in addition to the listing of its QELRC in relation to the base year in the second and third columns of this table, which are internationally legally binding.

Further information on these pledges can be found in documents FCCC/SB/2011/INF.1/Rev.1 and FCCC/KP/AWG/2012/MISC.1, Add.1 and Add.2.

Australia’s QELRC under the second commitment period of the Kyoto Protocol is consistent with the achievement of Australia’s unconditional 2020 target of 5 per cent below 2000 levels. Australia retains the option later to move up within its 2020 target of 5 to 15, or 25 per cent below 2000 levels, subject to certain conditions being met. This reference retains the status of these pledges as made under the Cancun Agreements and does not amount to a new legally binding commitment under this Protocol or its associated rules and modalities.

The QELRCs for the European Union and its member States for a second commitment period under the Kyoto Protocol are based on the understanding that these will be fulfilled jointly with the European Union and its member States, in accordance with Article 4 of the Kyoto Protocol. The QELRCs are without prejudice to the subsequent notification by the European Union and its member States of an agreement to fulfil their commitments jointly in accordance with the provisions of the Kyoto Protocol.

Added to Annex B by an amendment adopted pursuant to decision 10/CMP.2. This amendment has not yet entered into force.

Croatia’s QELRC for a second commitment period under the Kyoto Protocol is based on the understanding that it will fulfil this QELRC jointly with the European Union and its member States, in accordance with Article 4 of the Kyoto Protocol. As a consequence, Croatia’s accession to the European Union shall not affect its participation in such joint fulfilment agreement pursuant to Article 4 or its QELRC.

As part of a global and comprehensive agreement for the period beyond 2012, the European Union reiterates its conditional offer to move to a 30 per cent reduction by 2020 compared to 1990 levels, provided that other developed countries commit themselves to comparable emission reductions and developing countries contribute adequately according to their responsibilities and respective capabilities.

The QELRC for Iceland for a second commitment period under the Kyoto Protocol is based on the understanding that it will be fulfilled jointly with the European Union and its member States, in accordance with Article 4 of the Kyoto Protocol.

The QELRC presented in column three refers to a reduction target of 20 per cent by 2020 compared to 1990 levels.

Liechtenstein would consider a higher reduction target of up to 30 per cent by 2020 compared to 1990 levels under the condition that other developed countries commit themselves to comparable emission reductions and that economically more advanced developing countries contribute adequately according to their responsibilities and respective capabilities.

Norway’s QELRC of 84 is consistent with its target of 30 per cent reduction of emissions by 2020, compared to 1990. If it can contribute to a global and comprehensive agreement where major emitting Parties agree on emission reductions in line with the 2 C target, Norway will move to a level of 40 per cent reduction for 2020 based on 1990 levels. This reference retains the status of the pledge made under the Cancun Agreements and does not amount to a new legally binding commitment under this Protocol.

The QELRC presented in column three of this table refers to a reduction target of 20 per cent by 2020 compared to 1990 levels.

Switzerland would consider a higher reduction target up to 30 per cent by 2020 compared to 1990 levels subject to comparable emission reduction commitments from developed countries and adequate contribution from developing countries according to their responsibilities and capabilities. This pledge is made under the Cancun Agreements and does not amount to a new legally binding commitment under this Protocol or its associated rules and modalities.

Should be full carry-over and there is no acceptance of any cancellation or any limitation on use of this legitimately acquired sovereign property.

In a communication dated 10 December 2010, Japan indicated that it does not have any intention to be under obligation of the second commitment period of the Kyoto Protocol after 2012.

New Zealand remains a Party to the Kyoto Protocol. It will be taking a quantified economy-wide emission reduction target under the United Nations Framework Convention on Climate Change in the period 2013 to 2020.

In a communication dated 8 December 2010 that was received by the secretariat on 9 December 2010, the Russian Federation indicated that it does not intend to assume a quantitative emission limitation or reduction commitment for the second commitment period.

Publisher’s notes:

a On 15 December 2011, the Depositary received written notification of Canada’s withdrawal from the Kyoto Protocol. This action will become effective for Canada on 15 December 2012.

Приложение Список объектов возобновляемых источников энергии (ВИЭ), которые должны быть введены до 2020 года, согласно проекта ППРК № Наименование мероприятия Форма Ответственные Сроки Предпол Источник завершени за исполнение реализ агаемая финансир я ации стоимос ования ть Строительство ВЭС вблизи г. Ввод в Аким Собственн 1 2014 17 Ерейментау, Ерейментауского района эксплуата Акмолинской год ые и Акмолинской области мощностью 45 цию области, ТОО заемные МВт «Первая средства ветровая инвестора электростанция»

Строительство ВЭС вблизи г. Ввод в Аким Собственн 2014 23 Ерейментау, Ерейментауского района эксплуата Акмолинской год ые и Акмолинской области мощностью 51 цию области, АО заемные МВт. с перспективой до 300 МВт «Самрук средства Энерго» инвестора Строительство ВЭС в с. Бадамша Ввод в Аким Собственн 2015- 82 Каргалинского района Актюбинской эксплуата Актюбинской ые и заем.

3 области мощностью 300 МВт цию области. «ВТ- годы средства Invest» инвестора Строительство ВЭС в Шелекском Ввод в Аким Собственн 4 2014 12 коридоре Алматинской области эксплуата Алматинской год ые и мощностью 51 МВт цию области, ТОО заемные «Green Energy средства Almaty» инвестора Строительство ВЭС в Шелекском Ввод в Аким Собственн 5 2015 27 районе, Алматинской области, эксплуата Алматинской год ые и мощностью 60 МВт цию области, АО заемные «Самрук- средства Энерго» инвестора Строительство ВЭС в Джунгарских Ввод в Аким Собственн 6 2018 15 воротах Алматинской области эксплуата Алматинской год ые и заем.

мощностью 72 МВт цию области средства инвестора Строительство парка Ввод в Аким Восточно- Собственн 2013 8 ветроэнергетических установок на эксплуата Казахстанской год ые и перевале Умыш с. Таинты в Уланском цию области, ТОО заемные районе Восточно-Казахстанской «Spain средства области мощностью 24 МВт Consalting» инвестора Строительство Кордайской ВЭС в Ввод в Аким Собственн 8 2015 5 451, Жамбылской области мощностью 21 эксплуата Жамбылской год ые и МВт цию области, ТОО заемные « Vista средства инвестора International" Строительство Жанатасской ВЭС в Ввод в Аким Собственн 9 2013- 28 Сарысуском районе Жамбылской эксплуата Жамбылской ые и области мощностью 100 МВт цию области, ТОО годы заемные «Central Asia средства Green Power» инвестора Строительство ВЭС в Каркаралинском Ввод в Аким Частные 2015 10 районе Карагандинской области эксплуата Карагандинской год инвестици мощностью 15 МВт Аркалык цию области области, и заемные Костанайской области ТОО «KazWind средства Energy» инвестора Строительство ВЭС в г. Форт- Ввод в Аким Собственн 2014 5 Шевченко Мангыстауской области эксплуата Мангыстауской год ые и мощностью 19,5 МВт цию области, АО заемные «НК средства СПК «Каспий» и инвестора ТОО «ДМК-Ко»

Установка ВЭС в с. Новоникольское Ввод в Аким Северо- Собственн 2013 Кызылжарского района Северо- эксплуата Казахстанской год ые Казахстанской области мощностью 1,5 цию области, КТ средства МВт «Зенченко и К» инвестора Строительство ГЭС - 1,2 на реке Коксу Ввод в Аким Собственн 2013- 11 в Кербулакском районе, Алматинской эксплуата Алматинской ые и 13 области суммарной мощностью 42 МВт цию области, ТОО годы заемные «Датанг-ТТ- средства Энерджи» инвестора Строительство ГЭС-5 на реке Каратал в Ввод в Аким Собственн 14 2014 4 Ескельдинском районе Алматинской эксплуата Алматинской год ые и заем.

области мощностью 5 МВт цию области, ТОО средства «АСПМК-519» инвестора Строительство Верхне Басканской ГЭС Ввод в Аким Собственн 15 2014 1 в Саркандском районе Алматинской эксплуата Алматинской год ые и области мощностью 4,35 МВт цию области, ТОО заемные «Alakol Power» средства инвестора Строительство Нижне Басканской Ввод в Аким Собственн 16 2014 2 ГЭС - 1,2 в Саркандском районе эксплуата Алматинской год ые и Алматинской области мощностью 4,8 цию области, ТОО заемные МВт «TT-GROUP» средства инвестора Строительство Иссыкской ГЭС -1.2 на Ввод в Аким Собственн 2014 реке Иссык в Енбекшиказахском районе эксплуата Алматинской год ые и заем.

Алматинской области суммарной цию области, ТОО средства мощностью 4,8 МВт «Энерго Алем» инвестора Строительство Актогайской ГЭС на Ввод в Аким Собственн 2014 4 реке Чарын в Райымбекском районе эксплуата Алматинской год ые и Алматинской области мощностью 13 цию области, ТОО заемные МВт «Энерго Алем» средства Строительство Бартогайской ГЭС -27 Ввод в Аким Собственн 2014 2 на реке Шелек в Енбекшиказахском эксплуата Алматинской год ые и районе Алматинской области цию области, ТОО заемные мощностью 13,1 МВт «Жарык Су Лтд» средства инвестора Строительство Бартогайской ГЭС -28 Ввод в Аким Собственн 2014 3 на водохранилище Бартогай в эксплуата Алматинской год ые и заем.

Алматинской области мощностью 20 цию области, ТОО средства МВт «Жарык Су Лтд» инвестора Строительство ГЭС 2 на. реке Лепсы в Ввод в Аким Собственн 21 2015 1 Саркандском районе Алматинской эксплуата Алматинской год ые и области мощностью 4,8 МВт цию области, ТОО «А заемные манат-А» средства инвестора Строительство ГЭС 1. 2 на Большом Ввод в Аким В Собственн Алматинском канале Алматинской эксплуата Алматинской год процессе ые и области суммарной мощностью 12 МВт цию области, ТОО разработ заемные «Казгидротехэне ки и средства рго» анализа инвестора Строительство ГЭС 19-22 на реке Ввод в Аким В Собственн Шелек в Енбекшиказахском районе эксплуата Алматинской год процессе ые и Алматинской области суммарной цию области, ТОО разработ заемные мощностью 60,8 МВт «Казгидротехэне ки и средства рго» анализа инвестора Строительство малых ГЭС на реках Ввод в Аким Восточно- В Собственн 2014 Громатуха, Ульба, Сержиха вблизи эксплуата Казахстанской процессе ые и 24 города Риддер Восточно-Казахстанской цию области, АО годы разработ заемные области «Группа ки и средства компаний анализа инвестора «ЛИК»

Строительство Каракыстакской Ввод в Аким Собственн 2013 53, ГЭС эксплуата Жамбылской год ые и Рыскуловский р-н |Жамбылской цию области, ТОО заемные области мощностью 2,1 МВт «ЭнергоСтрой средства Проект» инвестора Строительство Тас-Откельской ГЭС в Вводе Аким Собственн 26 2013 1 Шуском районе Жамбылской области эксплуата Жамбылской год ые и мощностью 9,2 МВт цию области. ТОО заемные «А&Т-Энерго» средства инвестора Строительство Меркенской ГЭС в Ввод в Аким Собственн 2015 4 906, Меркенском районе Жамбылской эксплуата Жамбылской год ые и области мощностью 4,5 МВт цию области, ТОО заемные «Тараз грипауэр средства дженко» инвестора Строительство ГЭС «Рысжан» на реке Ввод в Аким Южно- Собственн 2013 Келес в Сарыагашском районе Южно- эксплуата Казахстанской год ые и Казахстане кой области мощностью 2 цию области, ТОО заемные МВт «Келесгидростро средства й» инвестора Строительство ГЭС «Азамат» реке Ввод в Аким Южно- Собственн 29 2015 Келес в Сарыагашском районе Южно- эксплуата Казахстанской год ые и Казахстанской области мощностью 3 цию области, ТОО заемные МВт «Келесгидростро средства й» инвестора Строительство СЭС в г. Капшагай Вводе Аким Собственн 2013 1 Алматинской области мощностью 2 эксплуата Алматинской год ые МВт цию области, АО средства «Самрук- инвестора Энерго»

Строительство СЭС в Жамбылском Ввод в Аким Собственн 2014 8 районе Жамбылской области эксплуата Жамбылской год ые и мощностью 24 МВт цию области, ТОО заемные «Valido средства инвестора International)) Строительство СЭС в Кызыл- Ввод в Аким Кызыл- Собственн 2014 14 Ординской области, мощностью 50 эксплуата ординской год ые и МВт цию области, ТОО заемные «Самрук-Казына средства Инвест», СПК инвестора "Кызыл-Орда" Проект внедрения экологической Ввод в Аким г. Астана, Грант 2013- 1 чистой энергии с использованием эксплуата МОН РК, АО Правитель 33 солнечной фотоэлектрической цию «Назарбаев годы ства системы в Республике Казахстан Университет» Японии Об инвентаризации парниковых газов и совершенствовании методологии.

В 2006 году на Парламентских слушаниях, принимая во внимание намерение Республики Казахстан ратифицировать Киотский Протокол, принято решение об улучшении качества инвентаризации выбросов парниковых газов (ПГ) для обеспечения соответствия требованиям, предъявляемым к странам Приложения 1, желающим участвовать в торговле квотами на выбросы ПГ.


Ответственным государственным органом за проведение инвентаризации ПГ в РК является Министерство охраны окружающей среды (МООС РК), на которое возлагаются обязанности по координации и контролю за выполнением этой работы. По заказу МООС РК РГП «Казахский научно-исследовательский институт экологии и климата» (РГП «КазНИИЭК»), начиная с 2000 года ежегодно проводит инвентаризацию выбросов парниковых газов в Казахстане для выполнения обязательств страны, по Рамочной конвенции ООН об изменении климата. Выполненные работы по инвентаризации выбросов из источников и стоков парниковых газов в Казахстане имеются за отдельные годы (1990, 1992, 1994, 1999-2012 гг.).

Основными источниками выбросов парниковых газов в атмосферу в Казахстане являются пять категорий источников, или секторов экономики: энергетическая деятельность;

промышленные процессы;

сельское хозяйство;

изменение землепользования и лесное хозяйство;

отходы. Согласно принятой международной методологии МГЭИК в 1996 г. /8, 9, 10/ в национальных кадастрах представлены данные об эмиссиях следующих парниковых газов:

диоксид углерода (CO2), метан (CH4), закись азота (N2O), оксиды азота (NOx), окись углерода (CO), неметановые углеводороды (НМУ) и двуокись серы (SO2). Первые три газа обладают прямым парниковым эффектом, остальные оказывают косвенное парниковое воздействие. К перечисленным трем газам с прямым парниковым эффектом в Киотском Протоколе добавлены новые газы – перфторуглероды (ПФУ), гидрофторуглероды (ГФУ) и гексафторид серы – прямое парниковое воздействие которых в тысячи раз превышает потенциал глобального потепления углекислого газа.

Для решения вышеперечисленных задач по ратификации Киотского Протокола необходимы знания по применению следующие методик расчета выбросов парниковых газов для предприятий:

а) проведения инвентаризации выбросов ПГ на уровне предприятий и получения дополнительных данных о выбросах, уточняющих расчеты для национальных отчетов по инвентаризации ПГ, предоставляемых на международном уровне в секретариат конвенции РКИК ООН;

б) регулирования выбросов и реализации политики и мер по снижению выбросов ПГ в республике;

в) проведения расчетов сокращения выбросов ПГ предприятиями в результате реализации политики и мер по сокращению выбросов и организации внутренней торговли правами на выбросы ПГ.

Изучаемые методики должны быть разработаны в РК в соответствии с Экологическим Кодексом РК и принятыми нормативными правовыми актами, устанавливающими порядок инвентаризации и квотирования антропогенных выбросов ПГ:

1. ППРК «Об утверждении Правил государственного учета источников выбросов парниковых газов в атмосферу и потребления озоноразрушающих веществ» от 8 февраля 2008 года N 124;

2. ППРК «Об утверждении Правил ограничения, приостановления или снижения выбросов парниковых газов в атмосферу» от 11 февраля 2008 года N 128;

3. Приказ Министра «Об утверждении правил инвентаризации выбросов парниковых газов и озоноразрушающих веществ» от 13 декабря 2007 г. № 348-п;

4. Приказ Министра «Об утверждении правил разработки и утверждения нормативов предельно допустимых выбросов и потребления озоноразрушающих веществ» от 13 декабря 2007 г.

№ 350-п;

Для ограничения выбросов парниковых газов в атмосферу уполномоченный орган в области охраны окружающей среды ежегодно определяет лимиты (квота) предельно допустимых выбросов парниковых газов в атмосферу для отдельных видов источников выбросов парниковых газов природопользователям. Согласно Постановления Правительства РК от 6 августа 2009 г. № 1205, МООС РК назначен Уполномоченным Национальным Органом РК (УНО) по выполнению КП к Рамочной Конвенции Организации Объединенных Наций об изменении климата.

При этом предельно допустимые выбросы парниковых газов не должны превышать уровень выбросов парниковых газов в базовом году. Базовым годом для установления ограничений природопользователям по выбросам парниковых газов в атмосферу считается год введения в действие постановления Правительства Республики Казахстан от «11» февраля 2008 года № 128.

В частности, Методика должна использоваться при формировании заявки на выдачу квоты на выбросы парниковых газов в атмосферу в соответствии с «Правилами ограничения, приостановления и снижения выбросов парниковых газов в атмосферу», действующими на момент формирования заявки.

2.Методические рекомендации Необходимость государственного учета и регулирования выбросов парниковых газов определяется участием Республики Казахстан в Рамочной Конвенции ООН об изменении климата и Киотском протоколе. При этом, на международном уровне по Казахстану приняты три важных решения: Марракешское решение, которое определяет нас как страну Приложения 1 для целей Киотского протокола;

Найробийское решение определяет базовым для Казахстана 1992 год;

и Познаньское решение, где Казахстан берет на себя добровольные количественные обязательства не превышать уровня выбросов 1992 года на зачетный период 2008–2012 гг.

Одним из обязательств Республики Казахстан, как Стороны РКИК ООН, включенной в Приложение I, является предоставление отчета о национальных выбросах парниковых газов и Национального Сообщения. В соответствии со статьей 4, п.1а РКИК ООН Все Стороны, учитывая свою общую, но дифференцированную ответственность и свои конкретные национальные и региональные приоритеты, цели и условия развития:

а) разрабатывают, периодически обновляют, публикуют и предоставляют Конференции Сторон в соответствии со статьей 12 национальные кадастры антропогенных выбросов из источников и абсорбции поглотителями всех парниковых газов (ПГ), не регулируемых Монреальским протоколом, используя сопоставимые методологии, которые будут согласованы Конференцией Сторон.

В статье12, пункт 1а уточняет, что каждая Сторона представляет Конференции Сторон через секретариат национальный кадастр антропогенных выбросов и поглощения ПГ в той степени, в какой позволяют их возможности.

Проведение инвентаризации ПГ на уровне предприятий будут способствовать решению следующих государственных задач:

выполнение обязательств, принятых Республикой Казахстан в соответствии с положениями статей 4.1(а) и 12 (1) Рамочной Конвенции ООН об изменении климата (РКИК ООН);

подготовка Национальных Сообщений Республики Казахстан по РКИК ООН;

разработка национальной стратегии по снижению эмиссий ПГ;

подготовка условий для создания национальной системы мониторинга выбросов парниковых газов и отчетности;

обоснование возможных количественных обязательств Казахстана по сокращению выбросов ПГ на пост - Киото 2012-2020 гг.;

создание Национального Регистра ПГ для возможности участия в Международной торговле выбросами ПГ;

разработка сценариев эмиссий ПГ на период действия первого бюджетного периода (2008-2012 гг.), определенного Киотским Протоколом, и дальнейшую перспективу.

Инвентаризация парниковых газов на уровне предприятий в Казахстане проводится согласно утвержденной МООС РК методики расчета выбросов парниковых газов для предприятий, связанных со сжиганием топлива и производством энергии, добычей, обработкой, хранением и последующей транспортировкой нефти, газа и угля, производством цемента и металлов. Методика разработана учеными Института экологии и климата МООС РК в 2009 г.

Она охватывает основные особенности инвентаризации выбросов парниковых газов для промышленных предприятий, компаний и отраслей. Состоит из следующих разделов:

1. Классификация источников. Основные антропогенные источники парниковых газов.

Основные Парниковые газы и Газы с косвенным эффектом 1. Инвентаризация парниковых газов (ПГ) от энергетической деятельности предприятий (сжигание топлива). Выбросы двуокиси углерода. Выбросы других парниковых газов.

Выбросы от транспортных средств.

3. Оценка эмиссий CO2. Факторы эмиссии CO2. Расчеты эмиссий CH4 и N2O. Факторы эмиссии CH4 и N2O.

4. Инвентаризация ПГ от предприятий связанных с добычей, обработкой, хранением и последующей транспортировкой нефти, газа - Эмиссии при добыче, транспортировке и переработке нефти - Эмиссии СО2 и при производстве тепла и электроэнергии с использованием углеводородов - Эмиссии СН4 и N2О при производстве тепла и электроэнергии с использованием углеводородов. Эмиссии СН4 при сжигании природного газа на факелах.

- Эмиссии СО2 при сжигании природного газа на факелах.

- Эмиссии N2О при сжигании природного газа на факелах.

- Эмиссии ПГ (СН4, СО2, N2О ) при сжигании газа на факелах при выполнении различных профилактических работ 4.1. Эмиссии ПГ при производстве нефтепродуктов 5. Добыча и обработка угля - Подземные шахты - Открытые угольные разработки - Эмиссии СО2 при производстве тепла и пара с использованием угля - Эмиссии СН4 и N2О при производстве тепла и электроэнергии от использования угля - Эмиссии ПГ от деятельности, связанной с добычей угля - Эмиссии метана при добыче, угля. Эмиссии CO2 от добычи угля. Эмиссии метана и СО при извлечении и складировании внутренней вскрыши. Эмиссии ПГ от эндогенных пожаров породных отвалов. Эмиссии от сжигания топлива. Технологические эмиссии. Выбросы CO2, при применении флюса. Эмиссии от сжигания топлива 2.1.Современные методики расчета выбросов парниковых газов, аккумулированию углеродных кредитов и торговля квотами углеродных кредитов.

Киотский протокол (КП) был принят в декабре 1997 г. на Третьей конференции сторон (КС-3) РКИК ООН в Киото в качестве механизма реализации Конвенции. Согласно Протоколу промышленно развитые страны должны сократить свои суммарные выбросы 6 парниковых газов в период 2008-2012 гг. не менее чем на 5,2 % по сравнению с уровнем 1990 года.

Наиболее высокие обязательства по снижению выбросов - на 8% - взяли на себя страны Европейского Союза;

3 страны (Австралия, Исландия и Норвегия) могут увеличить свои выбросы на 8, 10 и 1 процент соответственно. России и Украине достаточно не превысить свои выбросы уровня 1990 года.


В Киотском протоколе РКИК ООН были определены 6 парниковых газов прямого действия, оказывающие наибольшее влияние на парниковые свойства атмосферы по которым вводятся ограничения выбросов. Это - углекислый газ, метан, гемиоксид азота, гидрофторуглероды, перфторуглероды, гексафторид серы (SF6). Из них в процессе сжигания органического топлива образуются только CO2, CH4 и N2O. Они имеют разный потенциал глобального потепления (ПГТ): 1 т CH4 оказывает парниковый эффект в 21 раз больший, чем т CO2, а 1 т N2O - в 310 раз. Поэтому, хотя при сжигании топлива выбросы CH4 и N2O значительно меньше, чем выбросы CO2, их учет необходим при проведении инвентаризации выбросов ПГ.

Учет, контроль и отчетность по выбросам парниковых газов осуществляется по общепринятым методикам.

Методика МГЭИК - Международная методика учета - ведения кадастра (инвентаризации) выбросов и поглощения парниковых газов, изложенная в Руководствах МГЭИК.

Механизм чистого развития (МЧР) - проекты, выполняемые на территории одной из стран РКИК, не входящей в Приложение I (обычно в развивающейся стране), но полностью или частично за счет инвестиций страны Приложения I РКИК. В результате проектов сокращаются выбросы парниковых газов, что измеряется в единицах СЕR, которые в рамках Статьи Киотского протокола могут передаваться инвестору проекта.

Механизмы гибкости - термин, объединяющий 3 возможности гибкого подхода к выполнению обязательств: торговлю квотами, проекты совместного осуществления и механизм чистого развития.

2.2.Методика расчета выбросов парниковых газов 1. Особенности методики расчета выбросов парниковых газов на уровне предприятий.

Наличие достаточно подробной, точной, методически прозрачной и верифицируемой национальной отчетности по выбросам и стокам парниковых газов является одним из основных условий, позволяющих странам принять участие в «механизмах гибкости» Киотского протокола.

При этом инвентаризация ПГ на уровне предприятий должна выполняться для всех категорий источников предприятия, связанных с основными видами деятельности.

В соответствии с Киотским протоколом учет и регулирование осуществляется для следующих парниковых газов: диоксид углерода (СО2), метан (СН4), закись азота (N2O), ГФУ (гидрофторуглероды), ПФУ (перфторуглероды) и гексафторид серы (SF6), которые обладают прямым парниковым эффектом. В данной методике рассматриваются первые три из шести перечисленных выше парниковых газов, а также ПФУ (CF4 и C2F6) при производстве алюминия.

Инвентаризация парниковых газов – это не разовая акция, она должна представлять временную картину изменения объемов выбросов, поэтому важно обеспечить соизмеримость и сопоставимость отчетов по различным годам для выявления тенденции и перспектив снижения выбросов в компании.

Согласно методологии МГЭИК, основными источниками выбросов парниковых газов в атмосферу в Казахстане являются пять категорий источников эмиссий, или секторов:

энергетическая деятельность;

промышленные процессы;

сельское хозяйство;

землепользование, изменение землепользования и лесное хозяйство;

отходы. Данная методика расчета выбросов ПГ включает только две категории из перечисленных выше - энергетическая деятельность и промышленные процессы. По остальным категориям будут разработаны отдельные методики расчета.

В данной методике рассматриваются следующие виды деятельности, приводящие к выбросами ПГ:

Сжигание всех видов топлива, включая автотранспорт;

Утечки при добыче, хранении и транспортировке топлива;

Уголь;

Нефть и природный газ;

Промышленные процессы Черная металлургия (производство чугуна, стали и ферросплавов) Производство глинозема и алюминия Производство цемента Данная методика, основана на факторе выбросов. В общем виде расчет производится по следующей формуле:

Е = B х C, (1.1) где:

Е - выбросы ПГ в массовых единицах;

В - количество сожженного топлива (в общих энергетических единицах) или объем произведенной продукции в массовых единицах;

С - фактор (коэффициент) выбросов.

Действие всех парниковых газов учитывается кумулятивно, то есть данные инвентаризации необходимо выражать в единицах СО2-эквивалента. Результирующее воздействие парниковых газов получается как взвешенная сумма выбросов отдельных газов с весами, отражающими их общий парниковый эффект. Эффект парникового воздействия СО принят за единицу. Выбросы остальных ПГ умножаются на соответствующий коэффициент – потенциал глобального потепления (ПГП) (Руководящие принципы МГЭИК, 1996 г.) Например, для метана ПГП равен 21, для закиси азота – 310. Каждое вещество ПФУ имеет собственный ПГП, в частности CF4 и C2F6. при производстве алюминия имеют ПГП 6500 и 9200, соответственно. Это означает, что эффект воздействия 1 тонны метана эквивалентен воздействию 21 тонны СО2, а выброс 1 тонны закиси азота соответствует выбросу 310 тонн СО2, поэтому для получения количества парниковых газов в эквиваленте СО2 необходимо количество метана в тоннах умножить на 21, а количество закиси азота, полученное в тоннах, умножить на 310, и.т.д.

Выбросы парниковых газов от стационарных источников являются результатом сжигания ископаемого топлива для производства энергии. Диоксид углерода (СО2), метан (СН4) и закись азота (N2O) выделяются при сжигании органического топлива для производства электроэнергии и тепла и/или пара. Источниками выбросов при стационарном горении являются парогенераторы, печи, топки, теплообменники, сушилки и другое оборудование, и агрегаты, потребляющие топливо. Кроме того, ПГ выделяются в процессе добычи, переработки и транспортировке энергоресурсов, а также от деятельности связанной с дополнительными услугами (транспортировка топлива, генераторы).

Согласно методологии МГЭИК выбросы ПГ не измеряются, а рассчитываются по данным об объемах производства или потребления топлива, с использованием факторов эмиссий или пересчетных коэффициентов. Исходными данными для расчетов являются данные для каждой группы источников, а также значения коэффициентов выбросов, связывающих производственные процессы с выбросами парниковых газов для предприятия. В тех случаях, когда нет более надежных данных, методика расчета выбросов рекомендует использование средних, наиболее вероятных значений коэффициентов, которые представлены в настоящей методике (коэффициент по умолчанию).

Отчетность по выбросам представляется ежегодно для каждой категории источников. При расчетах следует особенно внимательно следить за размерностью исходных данных и переводных коэффициентов.

2. Расчет парниковых газов от энергетической деятельности предприятий (сжигание топлива) В данном разделе приводится методика расчета выбросов парниковых газов от энергетической деятельности, связанной со сжиганием топлива. При проведении инвентаризации выбросов парниковых газов от сжигания топлива с целью производства энергии (электричества и тепла) и для собственных нужд предприятия оцениваются выбросы газов с прямым парниковым эффектом – двуокиси углерода (СО2), метана (СН4) и закиси азота (N2O).

В процессе сжигания топлива большая часть углерода выбрасывается непосредственно в виде CO2. Другие газы (СН4 и N2O) также оцениваются. Весь высвободившийся углерод рассматривается в качестве выбросов CO2. Неокислившийся углерод, остающийся в виде твердых частиц, сажи или золы, исключается из общих показателей выбросов парниковых газов путем умножения на коэффициент16 окисления углерода в топливе (который показывает долю сгоревшего углерода).

2.3. Выбросы двуокиси углерода Выбросы двуокиси углерода при стационарном сжигании топлива являются результатом высвобождения углерода из топлива в ходе его сгорания и зависят от содержания углерода в топливе. Содержание углерода в топливе является физико-химической характеристикой, присущей каждому конкретному виду топлива и не зависит от процесса или условий сжигания топлива.

Исходными данными для расчета выбросов Бокс служат данные о деятельности предприятия. Приставки и множители Данные о деятельности представляют собой Символ Приставка Сокращение сведения о количестве и виде сожженного за год П пета ископаемого топлива, то есть фактическое Т тера потребление топлива за год, по которым Г гига предприятия ведут учет. М мега Для расчетов используются следующие к кило физические единицы измерения массы или объема топлива: для твердого и жидкого топлива - тонны, для газообразного топлива - тысячи кубических метров. Для перевода физических единиц в общие энергетические единицы – джоули (Дж), мегаджоули (МДж), гигаджоули (ГДж) или тераджоули (ТДж) (Бокс 1) используется низшее теплотворное значение (теплота сгорания, или теплотворное нетто значение - ТНЗ) каждой категории топлива.

Каждое топливо имеет определенные химико-физические характеристики, которые воздействуют на горение, такие, как значение ТНЗ, и содержание углерода. Содержание углерода в топливе может определяться в лаборатории на предприятии, что позволяет рассчитать собственный коэффициент выбросов двуокиси углерода и получить более точное значение выбросов. Использование собственных коэффициентов выбросов предпочтительнее усредненных коэффициентов, указанных в методике Расчет выбросов СО2 при сжигании топлива разбивается на следующие шаги:

1) фактически потребленное количество каждого вида топлива по каждой установке в натуральных единицах (т, м3) для соответствующего вида продукции умножается на коэффициент его теплосодержания ТНЗ ( ТДж/т, м3 );

2) полученное произведение (расход топлива в энергетических единицах – ТДж) умножается на коэффициент выбросы углерода ( т C/ТДж);

3) полученное произведение корректируется на неполное сгорание топлива – умножается на коэффициент окисления углерода (отношение СО2 : СО);

4) пересчет выбросов углерода в выбросы СО2 – путем умножения откорректированного углерода на 44/12.

Расчет выбросов СО2 для каждого вида топлива для отдельных источников (установок для сжигания) производится по формуле:

Е = М х К1 х ТНЗ х К2 х 44/12 (3.1) где: Е - годовой выброс СО2 в весовых единицах (тонн/год);

М - фактическое потребление топлива за год (тонн/год);

К1 - коэффициент окисления углерода в топливе (показывает долю сгоревшего углерода), таблица 18;

Таблица ТНЗ - теплотворное нетто-значение (Дж/тонн), таблица 18;

К2 - коэффициент выбросов углерода (тонн/Дж), таблица 18;

44/12 - коэффициент пересчета углерода в углекислый газ (молекулярные веса соответственно: углерод - 12 г/моль, О2 = 2 х 16 = 32 г/моль, СО2 = 44 г/моль).

Определение фактического потребления топлива производится на основании учетных данных предприятия о потреблении различных видов топлива.

При сжигании топлива не весь содержащийся в нем углерод окисляется до СО2. Учет неполного сгорания топлива производится с помощью коэффициента окисления углерода К1.

Средние значения К1 представлены в таблице 18.

Таблица 18 - Коэффициенты окисления углерода (K1) Вид топлива Коэффициент окисления углерода (К1) Уголь 0, Нефть и нефтепродукты 0, Газ 0, Для перевода потребленного количества топлива в энергетические единицы его масса умножается на его теплотворное нетто-значение (ТНЗ). Для получения эмиссий углерода полученное количество потребленного топлива умножается на коэффициент выбросы углерода.

Значения ТНЗ и коэффициентов выбросы углерода для видов топлива, используемых в Казахстане, приведены в таблице 19.

Таблица 19- Коэффициенты низших теплотворных нетто-значений - ТНЗ и коэффициенты выбросы углерода для видов топлива в Казахстане Виды топлива ТНЗ, Коэффициент выбросы ТДж/тыс.т углерода, К2, тС/ТДж Сырая нефть 40,12CS 20,31CS Газовый конденсат Бензин авиационный Бензин автомобильный 44,21CS 19,13CS Реактивное топливо типа бензина Реактивное топливо типа керосина 43,32CS 19,78CS Керосин осветительный и прочий 44,75 19, Дизельное топливо 43,02CS 19,98CS Топливо печное бытовое 42,54CS 20,29CS Топливо для тихоходных дизелей (моторное) 42,34CS 20,22CS Топливо нефтяное (мазут) 41,15CS 20,84CS Мазут флотский Пропан и бутан сжиженные 47,31D 17,2D Углеводородные сжиженные газы Битум нефтяной и сланцевый 40,19D 22D Отработанные масла (прочие масла) 40,19D 20D Кокс нефтяной и сланцевый 31,0D 27,5D Прочие виды топлива 29,309D 20D Коксующийся уголь карагандинского бассейна 24,01CS 24,89CS Уголь каменный 17,62PS 25,58PS Лигнит (бурый уголь) 15,73PS 25,15PS Кокс и полукокс из каменного угля 25,12D 29,5D Коксовый газ 16,73PS 13D Доменный газ 4,19PS 66D Газ природный 34,78CS 15,04CS Виды топлива ТНЗ, Коэффициент выбросы ТДж/тыс.т углерода, К2, тС/ТДж Дрова для отопления 10,22CS 29,48CS 2.4.Выбросы метана и закиси азота Выбросы таких газов как метан (СH4) и закись азота (N2O) являются результатом неполного сгорания топлива. Основными факторами, определяющими масштабы выбросов газов СH4 и N2O из стационарных источников, являются характеристики топлива, тип технологии и меры контроля выбросов.

Основная часть выбросов метана от производства энергии приходится на сжигание угля низкого качества, несмотря на то, что доля производства самой энергии при этом сжигании мала. Основным и единственным источником закиси азота в категории «Энергетическая деятельность» является подкатегория «сжигание топлива».

В основу оценки выбросов СH4 и N2O положено использование данных о сжигании всех видов топлива, количество которого выражено в энергетических единицах измерения (Дж, ТДж и т.п.).

Выбросы газов, отличных от СО2, сильно зависят от технологии сжигания и условий эксплуатации оборудования. Поэтому при расчетах выбросов метана и закиси азота при сжигании ископаемых видов топлива следует подразделять сжигание топлива по основным видам деятельности и установкам для сжигания.

Оценка выбросов СН4 и N2O производится на основе учетных данных предприятий о количестве сожженного топлива. Расчет подразделяется на 4 шага:

Определение количества ежегодно сжигаемого топлива для каждого предприятия путем перевода топлива в натуральном выражении в энергетические единицы – джоули (Дж), терра-джоули (ТДж) и т.д.;

Умножение на коэффициент выбросов метана или закиси азота для каждого вида топлива;

Определение выбросов каждого газа;

Преобразование выбросов в эквивалент СО2 путем умножения на ПГП каждого газа.

Каждый из шагов повторяется для каждого газа (СН4, N2O).

Расчетная формула:

Е = М х ТНЗ х К3 (3.2) где:

Е - годовой выброс парникового газа (тонн/год);

М - количество сжигаемого в год топлива (тонн/год);

ТНЗ - теплотворное нетто-значение для сжигаемого вида топлива (Дж/тонн), табл.19;

К3 - коэффициенты выбросов парниковых газов, СН4 или N2O, (кг/ТДж), таблица 20.

Перевод выбросов метана или закиси азота в СО2 эквивалент производится путем умножения на 21 для СН4 и на 310 для N2O.

Для расчета выбросов CH4 и N2O от сжигания топлива, разделенного на 4 основные группы (уголь, природный газ, нефть и нефтепродукты), а также для основных источников выбросов ПГ категории «Энергетическая деятельность» были взяты факторы выбросы по умолчанию из Руководства МГЭИК, 1996, которые приводятся в таблице 20.

Таблица 20- Факторы эмиссий (CH4, N2O), применяемые в Казахстане для расчетов, кг/ТДж Коэффициент выбросы CH4, К3 Коэффициент выбросы N2O, К Основные источники Нефть Нефть Уголь Газ Уголь Газ и нефтепродукты и нефтепродукты 1 1 3 1,4 0,1 0, Сжигание топлива 20(б) 0,6(б) 50 0, Автотранспорт 5(д) 0,6(д) Примечание: (б) – бензин;

(д) – дизельное топливо. Данные о деятельности (количество сожженного топлива) Для расчетов выбросов СH4 и N2O используются те же данные о деятельности в категории «Энергетическая деятельность», что и для расчетов эмиссий СО2, но только все виды используемых топлив в Казахстане объединены в 4 группы: уголь, газ, нефть и нефтепродукты.

3.Оценка выбросов парниковых газов от сжигания топлива автомобильным транспортом Автомобильный транспорт производит значительное количество выбросов ПГ, таких, как диоксид углерода (CO2), метан (CH4) и закись азота (N2O). По методологии МГЭИК автомобильный транспорт, как один из источников эмиссий ПГ, входит в модуль «Энергетическая деятельность», так как выбросы ПГ от автотранспорта связаны со сжиганием топлива. При оценке выбросов ПГ можно использовать национальные факторы эмиссий или факторы эмиссий ПГ по умолчанию, предложенные в Справочном руководстве МГЭИК.

В данном разделе представлена методика расчета выбросов газов с прямым парниковым эффектом – CO2, CH4 и N2O, образующихся в результате сжигания топлива автомобильным транспортом.

Расчеты выбросов от транспортных средств основаны на данных об общем потреблении топлива. Удельная теплота сгорания и коэффициенты выбросов для каждого типа топлива были частично рассчитаны с учетом специфики топлива, используемого в Казахстане.

Методика расчета выбросов от сжигания топлива от автомобильного транспорта подразделяется на две части: оценка эмиссий двуокиси углерода и оценка эмиссий других газов. Оценка выбросов CO2 лучше всего рассчитывается на основе количества и типа сгораемого топлива и содержания углерода в нем. Количество окисленного углерода практически не варьирует в зависимости от применяемой технологии сжигания топлива.

Оценка выбросов других газов с парниковым эффектом более сложна, так как зависит от типа автомобиля, топлива, характеристик эксплуатации транспортного средства, типа технологии контроля за выхлопными газами.

3.1. Оценка выбросов диоксида углерода Расчет выбросов диоксида углерода от сжигания топлива в двигателях внутреннего сгорания рекомендуется проводить на основе учета видов топлива и типов двигателя. Выбросы углекислого газа по этому методу оцениваются следующим образом. Сначала оценивается потребление каждого вида топлива по типам транспорта (легковой, грузовой, автобусы, спецмашины). Затем оцениваются общие выбросы СO2 путем умножения количества потребленного топлива на фактор выбросы для каждого типа топлива и типа транспорта по формуле Е ТНЗ К М К 2 1 (3.3) где: Е - годовой выброс СО2 в весовых единицах (тонн/год);

М - фактическое потребление топлива за год (тонн/год);

К1 - коэффициент окисления углерода в топливе (показывает долю сгоревшего углерода), таблица 21;

ТНЗ - теплотворное нетто-значение (Дж/тонн), таблица 21;

К2 - коэффициент выбросов углерода (тонн С /Дж), таблица 21;

44/12 – коэффициент для пересчета выбросов углерода С в двуокись углерода СО2.

Для оценки выбросов диоксида углерода от автотранспортного сектора для используемых видов топлива (бензин, дизельное топливо, сжиженный нефтяной газ, сжатый природный газ) специалистами из «КазНИПИЭнергопром» были рассчитаны региональные коэффициенты пересчета сожженного топлива в выбросы СО2 (теплотворные нетто-значения, коэффициенты выбросы углерода, фракция окисленного углерода). Расчеты коэффициентов для пересчета, представленные в таблице 21, были проведены по составу топлива и их физическим характеристикам на основе следующих источников данных: данные ГОСТов различных видов топлива;

справочные данные;

данные, полученные от некоторых нефтяных и газовых месторождений.

Таблица 21- Коэффициенты для пересчета сожженного топлива в выбросы СО2 для автотранспорта Теплотворное нетто Коэффициент выбросов Фракция окисленного Вид топлива значение низшее, ТНЗ углерода К2, тС/ТДж углерода, К ТДж/тыс тонн Бензин 44,21 19,13 0, Дизельное топливо 43,02 19,98 0, СНГ 47,17 17,91 0, Природный газ 34,78 15,04 0, 3.2 Оценка выбросов метана и закиси азота Расчет выбросов СН4 и N2O от автотранспорта производится на основе данных об общем количестве сожженного автомобильного топлива за год в 4 этапа:



Pages:     | 1 |   ...   | 9 | 10 || 12 | 13 |   ...   | 14 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.