Методика по заполнению формы 4-а_результаты ЭЭ

Kazakhstan Climate Change Mitigation Program (KCCMP)
Казахстанская программа по сдерживанию изменения климата
Руководство
по заполнению ФОРМЫ 4-а: Результаты анализа внедренных
мероприятий по энергосбережению и повышению
энергоэффективности за 20__ календарный год
www.kazccmp.org
Астана, 2015
Настоящее руководство разработано для субъектов ГЭР как методическое указание
по заполнению формы «4-а: Результаты анализа внедренных мероприятий по
энергосбережению и повышению энергоэффективности за 20__ календарный год»
Государственного энергетического реестра (ГЭР) в рамках выполнения Казахстанской
программы USAID по сдерживанию изменения климата (КССМР) работ по гармонизации
и рационализации отчетности РК в области энергоэффективности и инвентаризации
выбросов парниковых газов.
Авторы:
Алексей Санковский,
Александр Новосельцев,
Алексей Чередниченко,
Егор Збродько
Казахстанская программа USAID по сдерживанию изменения климата
Казахстанская программа USAID по сдерживанию изменения климата
Выполнение этой работы стало возможным благодаря поддержке американского
народа, оказанной через Агентство США по международному развитию (USAID).
Авторы несут полную ответственность за содержание руководства и оно не
обязательно отражает позицию USAID или Правительства США.
Астана, 2015
Содержание
Сокращения..........................................................................................................................................................................................4
РЕЗЮМЕ .................................................................................................................................................................................................5
ВВЕДЕНИЕ ............................................................................................................................................................................................6
1 ОБЩИЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ............................................................................................................................................................8
2 РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ФОРМЫ 4-А .............................................................................................................................. 10
2.1 Экономический анализ инвестирования в проекты по повышению
энергоэффективности и энергосбережения .............................................................................10
2.2 Методика заполнения экономических показателей формы 4-а ..................................12
2.3 Расчет сокращения выбросов парниковых газов от внедрения проектов по
повышению энергоэффективности и энергосбережения ....................................................12
2.3.1. Выбросы ПГ от сжигания ископаемого топлива ............................................................13
2.3.2. Национальные коэффициенты для некоторых видов топлив .....................................15
2.3.3. Расчеты удельных выбросов СО2 на единицу продукции или тонну условного
топлива ..............................................................................................................................................15
ЛИТЕРАТУРА .................................................................................................................................................................................... 17
Приложение 1 Форма 4-а: Результаты анализа внедренных мероприятий по
энергосбережению и повышению энергоэффективности за 20__ календарный год ......................... 18
Приложение 2 Формулы расчетов экономических показателей ................................................................... 19
Приложение 3 Примеры расчета экономических показателей ...................................................................... 20
Приложение 4 Коэффициенты низших теплотворных нетто-значений - ТНЗ и
коэффициенты выбросов углерода для видов топлива по умолчанию на основе данных МГЭИК
(1996 г) .............................................................................................................................................................................................. 22
Приложение 5 Показатели качества углей и углеводородов казахстанских месторождений ......... 24
Приложение 6 Примеры расчета выбросов ПГ.......................................................................................................... 26
Приложение 7 Пример расчета выбросов тСО2/ТДж от конкретного вида топлива .......................... 28
Приложение 8 Примеры расчета сокращения выбросов парниковых газов ........................................... 29
Приложение 9 Программа расчетов технико-экономических показателей ......................................... 32
Сокращения
CO2
Диоксид углерода
SIR
Отношение экономии к инвестициям (savings to investment ratio)
АCЖЦ (LCCA)
Анализ стоимости жизненного цикла
ВНД (IRR)
Внутренняя норма доходности (internal rate of return)
ГЭР
Государственный энергетический реестр
ДП
Денежные потоки
ЖЦ
Жизненный цикл
ЖЦП (LC)
Жизненный цикл проекта
МПНД
Минимальная приемлемая норма доходности
ПГ
Парниковые газы
ППО
Простой период окупаемости
РКИК ООН
Рамочная конвенция по изменению климата ООН
ТНЗ
Низшая теплотворная способность (низшая теплота сгорания)
ТС (PV)
Текущая стоимость
Т у.т.
тонны условного топлива
УС
Учетная ставка
ЧПС (NPV)
Чистая приведенная стоимость (net present value)
ЭС
Энергосбережение
ЭЭ
Энергосбережение и энергоэффективность
РЕЗЮМЕ
Настоящее руководство по заполнению формы «4-а: Результаты анализа внедренных
мероприятий по энергосбережению и повышению энергоэффективности (ЭЭ) за 20__
календарный год» Государственного энергетического реестра (ГЭР) разработано в
рамках выполнения Казахстанской программы USAID по сдерживанию изменения
климата (КССМР), основной целью которой является оказание помощи Республике
Казахстан (РК) в достижении устойчивого сокращения интенсивности выбросов
парниковых газов в экономике посредством поддержки правительственных органов
и делового сообщества в сфере реализации нормативно-правовых актов в области
энергосбережения и торговли разрешениями на выбросы парниковых газов.
Рассматриваемые ниже методические указания по заполнению формы 4-а
разработаны в рамках предложения КССМР по гармонизации и рационализации
отчетности РК в области ЭЭ и инвентаризации выбросов ПГ. Данная форма содержит
показатели, по которым оценивается технико-экономическая эффективность
внедренных мероприятий по повышению энергоэффективности и снижению
выбросов ПГ.
Данные предложения были разработаны на основе результатов проведенного в
рамках Программы сопоставительного анализа форм предоставления субъектами
Государственного энергетического реестра (ГЭР) информации, утвержденными АО
«Казахэнергоэкспертиза»
(Институт
развития
электроэнергетики
и
энергосбережения»), а также форм предоставления информации по инвентаризации
выбросов ПГ, разработанных АО «Жасыл даму» и утвержденных Уполномоченным
органом в области охраны окружающей среды (функции Министерства Охраны
окружающей среды переданы Министерству Энергетики РК).
Форма 4-а, представленная в Приложении 1, разработана с учетом содержания
директив Европейского Союза по ЭЭ и инвентаризации выбросов ПГ. Внесенные в
новые формы изменения позволяют выявлять возможные несоответствия
представленной субъектами ГЭР информации с плановыми показателями,
утвержденными Правительством РК, а также разрабатывать на их основе
рекомендации по устранению этих несоответствий.
Актуальность разработки новых дополнительных форм и их заполнения субъектами
ГЭР определяется острой потребностью координации национальных усилий для
разрешения сложной и неоднозначной проблемы обеспечения устойчивого
«зеленого» развития экономики Республики на путях энергосбережения, повышения
энергоэффективности и снижения выбросов парниковых газов.
ВВЕДЕНИЕ
За последние полвека потребление энергетических ресурсов в мировой экономике
многократно увеличилось, ставя под угрозу экономическую, экологическую и
социальную безопасность развития человечества.
Учитывая глобальные энергетические вызовы ХХI века, Республика Казахстан (РК)
определила новый политический курс своего социально-экономического развития, в
котором взят вектор на повышение энергетической безопасности и стабильности.
Это отражено в ряде посланий президента Республики Казахстан народу, а также в
национальной стратегии развития страны, где поставлены задачи по устойчивому и
сбалансированному росту «зеленой» экономики, а в качестве основных инструментов
достижения
целей
рассматриваются
энергосбережение
и
повышение
энергоэффективности [1-7].
Как показывает мировой опыт, реализация огромного потенциала энергосбережения
и повышения энергоэффективности, который имеется в промышленном секторе
стран с переходной экономикой, позволит этим странам повысить
конкурентоспособность продукции на внешних рынках и в конечном итоге,
умножить национальное благосостояние. Промышленные предприятия РК
потребляют 69,7% от общего потребления электроэнергии и 51,7% от общего
потребления тепла в стране [5-7]. Таким образом, снижение энергопотребления в
промышленном секторе республики окажет существенное влияние на сокращение
потребления энергоресурсов и выбросов парниковых газов в стране.
Новый политический курс социально-экономического развития РК определил
амбициозные цели – снижение энергоемкости ВВП на 10% к 2015 году и на 25% к 2020
году, а также повышение энергоэффективности в промышленном секторе на 30%.
Для достижения поставленных задач был принят ряд законодательных актов и
нормативно-технических документов, направленных на повышение эффективности
использования энергетических ресурсов во всех отраслях экономики, по регионам и
стране в целом [5-8, 11-15].
Несмотря на высокий уровень принятых законодательных актов и нормативнотехнических документов, подготовленных с учетом международного опыта,
сравнительный анализ их содержания с аналогичными Директивами Европейского
Союза в области энергосбережения и повышения энергоэффективности, например [9,
10], показывает, что в РК практически отсутствуют законодательные акты,
направленные на установление необходимых правовых и экономических механизмов
стимулирования институциональной, финансовой и нормативно-правовой
деятельности в области энергосбережения и повышения энергоэффективности, как
отсутствуют и меры по созданию экономических условий для развития и расширения
рынка энергосервисных услуг в этой области.
Можно констатировать, что по целому ряду объективных причин нормативноправовое
регулирование
в
области
энергосбережения
и
повышения
энергоэффективности в РК базируется не столько на рыночных инструментах
экономического и налогового стимулирования, сколько на системе «добровольных
обязательств» хозяйствующих субъектов.
Актуальность данной работы определяется острой потребностью координации
национальных усилий для разрешения сложной и неоднозначной проблемы
обеспечения устойчивого «зеленого» развития экономики Республики на путях
энергосбережения, повышения энергоэффективности и снижения выбросов
парниковых газов.
Сложность решения этой проблемы определяется тем, что с одной стороны,
внедрение мероприятий по ЭЭ и снижению выбросов ПГ должно способствовать
ускоренному развитию экономики Республики, а с другой стороны, реализация этих
мероприятий отвлекает финансовые ресурсы предприятий и организаций от
решения других, не менее важных вопросов ускорения их экономического развития.
В процессе решения этой проблемы необходимо искать и находить тонкий баланс
(компромисс) интересов энергетиков, потребителей и общества в целом, за
пределами
которого
затраты
на
энергосбережение,
повышение
энергоэффективности и снижение выбросов парниковых газов стают тормозом
развития экономики. И прекрасный пример тому – торговля квотами на выбросы ПГ,
когда отдельным предприятиям и странам бывает выгоднее покупать квоты, чем
снижать выбросы.
ФОРМА «4-а – результаты анализа внедренных мероприятий по энергосбережению и
повышению энергоэффективности за отчетный календарный год» заполняется
субъектами, потребляющими свыше 1500 т у.т., и предоставляется в
Государственный Энергетический Реестр для оценки технико-экономической
эффективность внедренных мероприятий по повышению энергоэффективности и
снижению выбросов ПГ. В данной форме рассматриваются такие показатели
жизненного цикла проектов (мероприятий), которые отсутствуют в существующих
формах, как чистая текущая стоимость (NPV), отношение экономии к инвестициям
(SIR), внутренняя норма доходности (IRR), простой период окупаемости, а также
результаты снижения выбросов в эквиваленте СО2. Без этих показателей
практически невозможно оценить технико-экономическую эффективность
внедрения мероприятий с точки зрения целесообразности вложения как внутренних
средств предприятий, так и привлечения внешних инвестиций в их реализацию.
1 ОБЩИЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Простой период окупаемости - период времени, необходимый для того,
чтобы доходы, генерируемые инвестициями, покрыли затраты на инвестиции без
учета изменения стоимости денег во времени. Точка, в которой чистый доход примет
положительное значение, будет являться точкой окупаемости.
Жизненный цикл проекта (life cycle) - это время существования проекта от
первоначального инвестирования в проект до последнего денежного поступления от
проекта. Он включает разработку, внедрение проекта, его реализацию, эксплуатацию
и ликвидацию (утилизацию).
Анализ стоимости жизненного цикла проекта (life cycle cost analysis) –
экономическая оценка затрат на разработку, внедрение, владение, эксплуатацию и
ликвидацию (утилизацию) проекта с учетом стоимости денег во времени
(дисконтирование).
Дисконтирование — определение стоимости денежного потока путём приведения
стоимости всех выплат к определённому моменту времени. Дисконтирование
является базой для расчётов стоимости денег с учётом фактора времени.
Денежные потоки - распределённое во времени движение денежных средств
(притоки и оттоки).
Текущая (приведённая, дисконтированная, от английского Present Value)
стоимость — оценка стоимости (текущий денежный эквивалент) будущего потока
платежей исходя из различной стоимости денег (изменение стоимости денег во
времени), полученных в разные моменты времени в течении жизненного цикла
проекта. Является инструментом сравнения потоков платежей, получаемых в разные
сроки. Модель дисконтированной стоимости позволяет определить, какой объём
финансовых вложений готов сделать инвестор для получения данного денежного
потока.
Чистая приведённая стоимость (от английского Net present value, также, чистая
текущая стоимость, чистый дисконтированный доход, принятое в международной
практике для анализа инвестиционных проектов сокращение — NPV или ЧПС) — это
сумма всех дисконтированных значений потока платежей за весь жизненный цикл
проекта (например, годовая экономия, затраты на техническое обслуживание),
приведённых к стоимости на сегодняшний день.
Учетная ставка (i) - это ставка, при которой будущие выгоды (потери) могут
сравниваться с приведенной стоимостью. Определение соответствующей учетной
ставки является принципиальным для должной оценки будущих денежных потоков.
Учетная ставка рассчитывается с использованием таких параметров как без рисковая
процентная ставка, инфляция и премия (вознаграждение) за риск.
Внутренняя норма доходности (внутренний коэффициент окупаемости, Internal
Rate of Return, IRR) - норма прибыли в результате инвестирования, при которой чистая
текущая стоимость инвестиции равна нулю, или это ставка дисконта, при которой
дисконтированные доходы от проекта равны инвестиционным затратам. Внутренняя
норма доходности определяет максимально приемлемую ставку дисконта при
которой можно инвестировать средства (например, кредитная ставка) или
минимально приемлемую норму доходности (собственная учетная ставка при
определении целесообразности инвестирования) без каких-либо потерь для
владельца. Экономический смысл этого показателя заключается в том, что он
показывает ожидаемую норму доходности (рентабельность инвестиций) или
максимально допустимый уровень инвестиционных затрат в оцениваемый проект.
Минимальная приемлемая норма доходности (МПНД) - ставка доходности,
принятая в данной компании в качестве минимальной при инвестировании и/или
реализации проектов.
Отношение экономии к инвестициям – относительный показатель
целесообразности инвестирования в проект, который является отношением
дисконтированного дохода за весь жизненный цикл проекта к инвестициям в данный
проект.
Парниковые газы (ПГ) — газообразные составляющие атмосферы природного, или
антропогенного происхождения, которые поглощают и переизлучают инфракрасное
излучение. Список парниковых газов, подлежащих ограничению в рамках Рамочной
Конвенции ООН об изменении климата (1992) определен в Приложении "А" к
Киотскому протоколу (подписан в Киото (Япония) в декабре 1997 года 159
государствами) и включает двуокись углерода (CO2) и метан (CH4), закись азота (N2O),
перфторуглероды (ПФУ), гидрофторуглероды (ГФУ) и гексафторид серы (SF6).
CO2-эквивалент – условная единица измерения потенциала глобального потепления
от воздействия парниковых газов. Применяется для сравнения излучающей
способности ПГ с диоксидом углерода. Эквивалент диоксида углерода
рассчитывается путем умножения массы данного ПГ на его потенциал глобального
потепления. Для углекислого газа величина СО2 - эквивалента равна 1, для метана
(СН4) равна 21, для закиси азота (N2О) -310, а для гексафторида серы (SF6) – 23900.
Парниковый эффект – эффект повышения температуры нижних слоев атмосферы,
обусловленный ростом концентрации некоторых газов (углекислый газ, метан,
хлорфторуглероды и др.) в атмосфере, сопровождающийся поглощением этими
газами инфракрасного излучения земной поверхности.
Теплотворное нетто значение (ТНЗ) – теплотворная способность топлива,
количество тепла, выделяемое при сжигании 1 кг твердого или 1 м3 газообразного
топлива. Теплотворная способность каждого вида топлива зависит от его горючих
составляющих, а также от зольности и влажности.
2 РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ФОРМЫ 4-А
2.1 Экономический анализ инвестирования в проекты по повышению
энергоэффективности и энергосбережения
Основными критериями экономической целесообразности инвестирования в
проекты по повышению энергоэффективности является показатель чистой
приведенной стоимости (ЧПС), который отражает совокупный доход от
инвестирования в проект в денежном эквиваленте на текущий момент, и показатель
внутренней нормы доходности (ВНД), при котором дисконтированные доходы от
проекта (прибыль, годовая экономия) равны инвестиционным затратам.
Показатель ЧПС представляет собой разницу между всеми денежными притоками и
оттоками, приведёнными к текущему моменту времени (моменту оценки
инвестиционного проекта). Он показывает величину денежных средств, которую
инвестор ожидает получить от проекта, после того, как денежные притоки окупят его
первоначальные инвестиционные затраты и периодические денежные оттоки,
связанные с осуществлением проекта. Поскольку денежные платежи оцениваются с
учётом их временной стоимости и рисков, ЧПС можно интерпретировать как
стоимость, добавляемую проектом. Её также можно интерпретировать как общую
прибыль инвестора.
Отличием ЧПС от простого периода окупаемости (ППО), который часто принимается
как основной критерий принятия решения по инвестированию в проект, является то,
что ППО игнорирует все поступления денежных средств после момента полного
возмещения первоначальных расходов и не учитывает изменения стоимости
денежных поступлений во времени. Данный показатель не учитывает объём
прибыли, созданный проектом. Кроме того, ППО не оценивает является ли проект
стоящим вложений.
Преимущества ЧПС:
1. Чёткие критерии принятия решений.
2. Показатель учитывает стоимость денег
коэффициент дисконтирования в формулах).
во
времени
(используется
3. Показатель учитывает риски проекта посредством различных ставок
дисконтирования. Бо́ льшая ставка дисконтирования соответствует бо́ льшим
рискам, меньшая — меньшим.
Недостатки ЧПС:
1. Во многих случаях корректный расчёт ставки дисконтирования является
сложным, что особенно характерно для многопрофильных проектов, которые
оцениваются с использованием ЧПС.
2. Хотя все денежные потоки (коэффициент дисконтирования может включать в
себя инфляцию, однако зачастую это всего лишь норма прибыли, которая
закладывается в расчётный проект) являются прогнозными значениями,
формула не учитывает вероятность исхода события.
Расчёт ЧПС является стандартным инструментом оценки эффективности
инвестиционного проекта и показывает экономический эффект от инвестиции,
приведённый к настоящему моменту времени с учётом изменения стоимости денег
во времени. Если ЧПС больше нуля (NPV>0), то инвестиция экономически
эффективна, если ЧПС меньше нуля (NPV<0), то инвестиция экономически невыгодна
(показывает конкретную величину потери от инвестирования в проект в денежном
эквиваленте).
Также, данный метод (NPV) позволяет оценивать экономический эффект
инвестирования в альтернативные проекты (при одинаковых начальных
инвестициях выгоден проект с наибольшим ЧПС).
Еще одним инструментом сравнительного анализа экономического эффекта
альтернативных проектов являются относительные показатели, такие как
внутренняя норма доходности (ВНД).
ВНД отражает процентную ставку, при которой дисконтированная стоимость
будущего потока платежей по данному финансовому инструменту совпадает с его
рыночной ценой. Определённая таким образом внутренняя доходность равна
внутренней норме доходности инвестиции в данный финансовый момент времени.
Внутренняя норма доходности определяет максимально приемлемую ставку
дисконта при которой можно инвестировать средства без каких-либо потерь для
владельца. IRR = r, при котором NPV = f (r) = 0 или PV=I.
Обычно ВНД рассчитывается с помощью программ, созданных в MS Office Excel
(Приложение 9). Если ВНД проекта выше ставки дисконтирования (или кредитной
ставки), то проект считается целесообразным к внедрению.
Другим относительным показателем, используемым для сравнительного анализа
экономического эффекта проектов, является отношение экономии к инвестициям
(SIR). Если данный показатель больше единицы (SIR>1), то проект выгодно внедрять.
Формулы расчетов экономических показателей инвестирования в проекты по
повышению энергоэффективности вынесены в Приложение 2.
Примеры расчетов показателей представлены в Приложении 3.
Все показатели также могут быть рассчитаны с помощью программы
«Анализ СЖЦ проектов по энергоэффективности» (Приложение 9).
2.2 Методика заполнения экономических показателей формы 4-а
Для расчета экономических показателей (NPV, SIR, IRR), необходимых при
заполнении формы 4-а можно использовать Приложение 9, которое автоматически
выдаст необходимые данные.
Подробная и наглядная инструкция по введению исходных данных описана внутри
Приложения 9.
При работе с Приложением 9, необходимо иметь следующие исходные данные для
введения в программу:




Сумму начальных инвестиций/затрат на внедрение проекта
Сумму ежегодной экономии от внедрения проекта
Продолжительность жизненного цикла проекта/срок эксплуатации
оборудования
Учетную ставку (банковскую ставку при кредитовании, или МПНД самого
предприятия)
Полученные результаты после обработки исходной информации необходимо ввести
в форму 4-а: Результаты анализа внедренных мероприятий по энергосбережению и
повышению энергоэффективности за 20__ календарный год» Государственного
энергетического реестра:
1. Введите полученные данные ячейки F56 приложения 1 (чистая приведенная
стоимость, ЧПС, NPV) в колонку 3 формы 4-а.
2. Введите полученные данные ячейки F58 приложения 1 (отношение экономии
к инвестициям, SIR) в колонку 4 формы 4-а.
3. Введите полученные данные ячейки F59 приложения 1 (внутренняя норма
доходности, ВНД, IRR) в колонку 5 формы 4-а.
4. Введите полученные данные ячейки F61 приложения 1 (простой срок
окупаемости, ППО) в колонку 6 формы 4-а.
2.3 Расчет сокращения выбросов парниковых газов от внедрения проектов по
повышению энергоэффективности и энергосбережения
Обязанности предприятий по снижению выбросов ПГ определяются прежде
всего национальным законодательством, которое регулирует уровень выбросов ПГ
через соответствующие статьи Экологического кодекса (Глава 9.1), Постановления
правительства и Приказы Министерства Энергетики (в структуру которого вошло
бывшее Министерство охраны окружающей среды). Исходя из необходимости
разрабатывать и осуществлять политику и меры, направленные на сокращение
выбросов ПГ, в Казахстане проводится инвентаризация выбросов ПГ на уровне
предприятий. Таким образом предприятия, чьи выбросы ПГ превышают уровень 20
тыс. тонн СО2 эквивалента, должны ежегодно до 1 апреля представлять свою
отчетность по выбросам ПГ, подтвержденную верификационным заключением,
остальные предприятия просто представляют отчетность по выбросам ПГ за
отчетный год.
Расчет выбросов ПГ на предприятии определяется в зависимости от вида
деятельности и может включать в себя следующие источники выбросов:
- от энергетической деятельности (сжигание ископаемого топлива)
- производственных
выделением ПГ)
процессов
(выбросы,
связанные
с
химическим
- добыча углеводородов
- выделение метана от сельского хозяйства и отходов производства.
Для целей данного документа рассмотрим только выбросы от энергетической
деятельности и от производственных процессов.
2.3.1. Выбросы ПГ от сжигания ископаемого топлива
Согласно методологиям принятыми в РК, выбросы ПГ не измеряются, а
рассчитываются по данным об объемах производства или потребления топлива, с
использованием факторов эмиссий или пересчетных коэффициентов (в некоторых
случаях
предприятия
используют
свои
собственные
подтвержденные
коэффициенты). 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, методики расчета выбросов рекомендуют
использование средних, наиболее вероятных значений коэффициентов так
называемые коэффициенты по умолчанию1.
Отчетность по выбросам представляется ежегодно для каждой категории
источников. При расчетах следует особенно внимательно следить за размерностью
исходных данных и переводных коэффициентов.
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.
1
Методика расчета выбросов парниковых газов для предприятий (сжигание топлива, утечки при добыче, хранении и
транспортировке угля, нефти и газа, производство чугуна, стали, ферросплавов, глинозема, алюминия и цемента)
утверждена приказом МООС РК 21 ноября 2009 года
Неокислившийся углерод, остающийся в виде твердых частиц, сажи или золы,
исключается из общих показателей выбросов парниковых газов путем умножения на
коэффициент окисления углерода в топливе (который показывает долю сгоревшего
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 физикохимической характеристикой, присущей каждому конкретному виду топлива и не
зависит от процесса или условий сжигания 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 выбросов 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
где: Е
(1)
- 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) для энергетических предприятий сжигающих уголь его можно рассчитать
через механический недожег;
ТНЗ - теплотворное нетто-значение (Дж/тонн), таблица 2.1;
К2 - коэффициент выбросов углерода (тонн С/Дж), таблица в Приложении 4;
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, для энергетических предприятий, сжигающих уголь, его
можно рассчитать через механический недожег (q4).
Таблица 2.1 - Коэффициенты окисления углерода (K1) по умолчанию МГЭИК 1996 г.
Вид топлива
Уголь
Коэффициент окисления
углерода (К1)
0,98
Нефть и нефтепродукты
0,99
Газ
0,995
2.3.2. Национальные коэффициенты для некоторых видов топлив
Для повышения качества проведения расчетов выбросов ПГ от сжигания
ископаемого топлива в РК в таблице (Приложение 5) представлены основные
месторождения и виды топлив с соответствующими характеристиками
расположенных на территории РК. Данная таблица тем более актуальна, что как
видно из представленных параметров многие типы используемых углей отличаются
по своим характеристикам от рекомендуемых по умолчанию.
2.3.3.
Расчеты удельных выбросов СО2 на единицу продукции или тонну
условного топлива
В связи с тем, что главой государства поставлена задача по снижению
углеродоёмкости производства, и как результат выбросов ПГ на единицу продукции,
рассмотрим возможность оценки выбросов ПГ на основе удельных показателей.
Использование удельных показателей, например, т у.т. на единицу продукции
(электро/тепло-энергию) более принятый подход на постсоветском пространстве.
Принцип подхода достаточно прост и конечной целью несет приведение любого
используемого ископаемого топлива к единой единице измерения т у.т.
Соответственно:
1 кг у.т.=7000 ккал; (для перевода ккал в Дж необходимо умножить на
коэффициент 4,1876)
1 т у.т. = 7000 Гкал*4,1876 = 0,02931 ТДж;
При этом главной составляющей данного параметра при пересчете в
парниковые газы, является калорийность и содержание углерода в топливе. Если
рассматривать Казахстанские угли и другое ископаемое топливо (Приложение 5)
используемое при производстве продукции, можно рассчитать выбросы СО2 на 1 т у.т.
в зависимости от вида топлива. Основные показатели выбросов СО2 в зависимости от
ископаемого топлива тСО2/т у.т. представлены в таблице ниже.
Таблица 2.2 Показатели калорийности ископаемого топлива, используемого в
Казахстане и выбросы СО2 на тонну условного топлива
энергетический
уголь, ккал/кг
Показатели
калорийности
топлива в
Казахстане
мин
макс
природный
газ, ккал/м3
мин
макс
мин
9778
макс
3016
5500
8175
Теплотворная
способность топлива
ТДж/т
0,013
0,023
0,034 0,036
0,041 0,041
Выбросы тСО2/ТДж
87,30 115,20
54,30 58,30
75,40 78,80
Выбросы тСО2/т у.т.
2,559
1,592 1,709
2,210 2,310
3,377
8489
мазут,
ккал/кг
9859
Как видно из таблицы наиболее низкоуглеродным топливом является
природный газ, выбросы СО2 от которого на 50-60% ниже чем от использования угля
и на 30-40 ниже чем от мазута.
Используя примеры, представленные выше можно рассчитать выбросы
тСО2/ТДж исходя из баланса углерода в топливе и его калорийности непосредственно для
конкретного предприятия.
Примеры расчетов выбросов ПГ представлены в Приложении 6.
Пример расчетов выбросов тСО2/ТДж от конкретного вида топлива и выбросов СО2
при производстве продукции представлен в Приложении 7.
Примеры расчета сокращения выбросов парниковых газов представлены в
Приложении 8.
ЛИТЕРАТУРА
1. Послание Президента Республики Казахстан народу Казахстана от 29 января
2010 года «Новое десятилетие – новый экономический подъем – новые
возможности Казахстана».
2. Послание Президента Республики Казахстан народу Казахстана от 14 декабря
2012 года Стратегия «Казахстан-2050».
3. Закон Республики Казахстан от 13 января 2012 года №541-IV ЗРК «Об
энергосбережении и повышении энергоэффективности».
4. Закон Республики Казахстан «О поддержке использования возобновляемых
источников энергии» от 4 июля 2009 года №165-IV.
5. Постановление Правительства Республики Казахстан от 29 августа 2013 года
№904 Программа «Энергосбережение – 2020».
6. Государственная
программа
по
форсированному
индустриальноинновационному развитию Республики Казахстан на 2010-2014 годы.
7. Концепция «Стратегии устойчивой энергетики будущего Казахстана до 2050
года».
8. Постановление Правительства Республики Казахстан от 15 августа 2012 года
№1047 «Об утверждении механизма оценки деятельности местных
исполнительных органов по вопросам энергосбережения и повышения
энергоэффективности».
9. Directive 2006/32/EC of the European Parliament and of the Council of 5 April 2006
on energy end-use efficiency and energy services.
10. Directive 2012/27/EU of the European Parliament and of the Council of 25 October
2012 on energy efficiency.
11. Постановление Правительства Республики Казахстан от 31 августа 2012 года
№1115 «Правила проведения энергоаудита».
12. Постановление Правительства Республики Казахстан от 18 февраля 2013 года
№146 «Правила аккредитации в области энергосбережения и повышения
энергоэффективности».
13. Постановление Правительства Республики Казахстан от 30 июня 2012 года
№895 «Правила аккредитации независимых организаций, осуществляющих
верификацию, валидацию (детерминацию) и подтверждение отчета об
инвентаризации парниковых газов».
14. Постановление Правительства Республики Казахстан от 18 февраля 2013 года
№143 «Правила формирования и ведения Государственного энергетического
реестра».
15. Постановление Правительства Республики Казахстан от 11 сентября 2012 года
№1179 «Правила деятельности учебных центров по переподготовке.
16. Постановление Правительства Республики Казахстан от 31 июля 2013 года
№750 «План мероприятий по реализации Концепции по переходу Республики
Казахстан к "зеленой экономике" на 2013 - 2020 годы».
17. Приказ АО «Казахэнергоэкспертиза» от 4 февраля 2014 года №09-38-71
«Методика по предоставлению субъектами Государственного энергетического
реестра информации, необходимой для формирования и ведения
Государственного энергетического реестра».
Приложение 1
Форма 4-а: Результаты анализа внедренных мероприятий по
энергосбережению и повышению энергоэффективности за 20__ календарный
год
Поставить крестик: Х
- энергоаудит проводился - форма заполняется дальше
- энергоаудит не проводился - таблица не заполняется
Наименование
субъекта ГЭР
(полностью):
Снижение
выбросов
Показатели жизненного цикла мероприятия
№
п/п
Наименование
мероприятия
по Форме 4
1
2
Чистая текущая
стоимость (NPV),
тыс. тенге
Отношение
экономии к
инвестициям (SIR)
Внутренняя норма
доходности (IRR),
%
Простой период
окупаемости
проекта, годах
в эквиваленте
СО2,
т/год
3
4
5
6
7
1
2
3
* Примечание:
1) Придерживаться названий и единиц измерения энергетических ресурсов из Формы 4
2) Не заполняется в случае отсутствия заключения проведенного энергоаудита
3) К форме прикладывается копии заключения энергоаудита и плана мероприятий
разработанного по итогам энергоаудита
При необходимости добавить строки
М.П.
Полностью ФИО, должность, контакты и подпись
ответственного лица:
Полностью ФИО, подпись руководителя
организации:
Приложение 2
Формулы расчетов экономических показателей
ЧПС (NPV) рассчитывается по формуле:
(2),
где
NPV – чистая приведенная стоимость проекта в денежном эквиваленте,
CFt – денежный поток через (t=1,…, n лет),
i – ставка дисконтирования (учетная ставка),
I – начальные инвестиции.
Или по более удобной формуле:
NPV = CF*k (3),
где
CF - денежный поток,
k – коэффициент.
Данный коэффициент может быть рассчитан по формуле:
(4),
SIR рассчитывается по следующей формуле:
(5),
где
А – дисконтированный годовой доход,
I – первоначальные инвестиции в проект
Приложение 3
Примеры расчета экономических показателей
Предприятие решает установить новый электродвигатель с повышенным КПД по
сравнению с предыдущим, что позволит экономить электроэнергию на сумму 30000
долларов в год. Новый двигатель стоит 100000 долларов и требует ежегодного
технического обслуживания на 5000 долларов. Жизненный цикл оборудования
(эксплуатация) составляет 6 лет. Ставка дисконтирования, или МПНД составляет 10
%. Необходимо определить целесообразность инвестирования в данный проект.
Таблица денежных потоков проекта будет выглядеть следующим образом:
Таблица 1. Денежные потоки во времени
Год
Денежный поток
Приведённая стоимость
T=0
- $ 100000
T=1
$ 22727
T=2
$ 20661
T=3
$ 18783
T=4
$ 17075
T=5
$ 15523
T=6
$ 14112
Графически это выглядит следующим образом:
Рисунок 1. График денежных потоков во времени
Пример 1: Установка электродвигателя с
повышеным КПД
($)
60 000
40 000
20 000
0
(20 000)
(40 000)
0 1 2 3 4 R
5 esidual
Год
(60 000)
Чис. ден. потоки
(80 000)
ПС ден. потоков
(100 000)
(120 000)
По таблице видно, что с течением времени годовой доход предприятия от
инвестирования в проект составляет не 25000 долларов в год, а постепенно
снижается с учетом ставки дисконтирования (в данном случае 10%).
Сложив все денежные потоки (с учетом дисконтирования), мы получаем, что NPV
(ЧПС) равняется 8882 доллара за весь жизненный цикл проекта, приведенный на
сегодняшний момент, что и является реальным доходом от внедрения проекта.
NPV>0, таким образом, проект стоит реализовывать.
Простой срок окупаемости равен 4 годам, что не учитывает выгоду, полученную после
точки окупаемости, также и реальный доход от внедрения проекта.
Отношение экономии к инвестициям находим следующим образом:
(6),
Как видно, SIR>1, следовательно, в проект выгодно вкладывать.
ВНД (IRR) рассчитывается специальной программой (Приложение 8).
В данном примере IRR=13%, что выше ставки дисконтирования (10%). Таким
образом, установка нового двигателя принесет доход предприятию.
Приложение 4
Коэффициенты низших теплотворных нетто-значений - ТНЗ и коэффициенты выбросов
углерода для видов топлива по умолчанию на основе данных МГЭИК2 (1996 г) 3
Виды топлива
ТНЗ,
ТДж/тыс.т
Сырая нефть
Коэффициент
выбросы углерода,
К2, тС/ТДж
40,12CS
20,31CS
44,21CS
19,13CS
Реактивное топливо типа
керосина
43,32CS
19,78CS
Керосин осветительный и
прочий
44,75
19,6
Дизельное топливо
43,02CS
19,98CS
Топливо печное бытовое
42,54CS
20,29CS
Топливо для тихоходных
дизелей (моторное)
42,34CS
20,22CS
41,15CS
20,84CS
47,31D
17,2D
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
29,30D
20D
Газовый конденсат
Бензин авиационный
Бензин автомобильный
Реактивное топливо типа
бензина
Топливо нефтяное (мазут)
Мазут флотский
Пропан и бутан сжиженные
Углеводородные
сжиженные газы
2
Пересмотренные Руководящие принципы национальных инвентаризаций ПГ МГЭИК 1996 г
Предприятия могут использовать свои собственные коэффициенты, определенные в результате лабораторных
анализов.
3
Виды топлива
ТДж/тыс.т
Коэффициент
выбросы углерода,
К2, тС/ТДж
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
34,78CS (ТДж/млн. м3)
15,04CS
10,22CS
29,48CS
Газ природный (ТДж/млн.
м3)
Дрова для отопления
ТНЗ,
Приложение 5
Показатели качества углей и углеводородов казахстанских месторождений
Месторождение,
бассейн
Низшая
теплота
сгорания,
Содержан
ие серы, %
Зольность,
%
Баланс
углерода
ТНЗ
(низшая
теплота
сгорани
я)
ТДж/ты
с. тонн
Коэффициент
эмиссий
углерода
тС/ТДж
Карагандински
й бассейн УД
АО «Арселор
Миттал
Темиртау»
45005500
ккал/кг
0,4-1,0
20-40
50-58%
20,59 22,9
25,89- 28,16
Экибастузский
бассейн
угли
пластов
1, 2, 3
составля
ет 4070
ккал/кг
0,47-0,52
35,3-49,1
44 44,6%
17,03717,82
25,028-26,18
Майкубенский
бассейн
4030
ккал/кг
0,41-0,64
около 24
- Сарыкольское
месторождение
3500
ккал/кг
не
32-37
превышает
2 %, а в
большинст
ве случаев
составляет
0,59-1,06 %
14,63
- Талдыкольское
месторождение
3500
ккал/кг
не
превышает
2 %
32-36 %
14,63
Шубаркольское
месторождение
5253
ккал/кг
0,20-0,77
%
1,7-45,0 %
19,90
26,21
19,44
26,99
Месторождение
Каражыра
4380
ккал/кг
в среднем
0,40 %
в среднем
10,0-13,0
%
0,20-0,67
%
13,7-30,2
%
в среднем
0,37 %
в среднем
25,7%.
16,85
Борлинское
месторождение
3695 4827
ккал/кг
0,46-0,80
%
27-51
16,13
Месторождение
Кушокы
4258 4448
ккал/кг
не
превышает
1%
39,7-42,8
17,7918,59
Верхнесокурское
месторождение
40004500
ккал/кг
до 0,80 %
8,8-39,3 %
16,7218,81
До настоящего
момента горных
работ на
месторождении
не велось
в среднем
23,66
22,8-27,6
%
Тургайский
бассейн
31403270
ккал/кг
0,99-3,42
%
13,8-18,4
%
13,1313,67
НижнеИлийский
бассейн
3016
ккал/кг
до 1,75 %
в среднем
15,46 %
12,61
Мазут М-100
97789859
ккал/кг
Малосерни
стый
85%
41,6441,74
20,36- 20,41
Мазут М-40
9940
Малосерни
стый
85%
41,65
20,84
Газ природный
81758300
ккал/м3
80%
46,8747,26
16,93-17,07
расположен на
территории
заповедников и
заказников в
Куртинском и
Балхашском
районах
Алматинской
области
Приложение 6
Примеры расчета выбросов ПГ
Пример 1
Предприятие сжигает 1000 тонн угля, калорийность которого составляет в
среднем 4727 кал/кг (19,79 Дж/тонн), коэффициент эмиссий углерода 0,0172 тС/Дж,
зольность которого 35.82, влага рабочая 5.74, коэффициент окисления 0.92,
рассчитать выбросы СО2,
Рассчитаем выбросы СО2:
Е = М * К1 * ТНЗ * К2 * 44/12 = 1000*0,0172*19,79*0,92*44/12=1151,3 тонн СО2
Выбросы СО2 от сжигания 1000 тонн угля с представленными параметрами
составят 1151,3 тонн.
Сложность расчета таким образом заключается в том, что не по всем видам угля
есть показатель содержания углерода на ДЖ, что подразумевает во многих случаях
использование коэффициента по умолчанию, который может привести к
значительной неопределенности.
Вариант 2
Используя формулу Менделеева в принципе предприятия РК могут сами
рассчитать баланс углерода в угле исходя из содержания золы, серы и влаги в
топливе, полученного по данным лабораторного анализа, а именно:
Содержание углерода в топливе согласно качественным характеристикам,
предоставляемым угольными разрезами, приводится на сухое беззольное состояние
топлива.
Qc = daf*(100-(Wtr+Ar))/100,
(7)
где
Qc – доля углерода в топливе по качественным характеристикам
характеристика рабочего состояния топлива;
rdaf -
характеристика сухого беззольного состояния топлива;
W tr -
общая влага рабочего топлива;
Ar -
зольность рабочего топлива;
daf = 100% - Wtr - Ar = 58,42
Qc =58,42× (100 (5,74+35,84)) /100=34,13%
При таком подходе, через баланс углерода можно рассчитать выбросы СО2 более
простым способом:
Е = М * К1 * К3* 44/12
(8),
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) для энергетических предприятий сжигающих уголь его можно рассчитать
через механический недожег;
К3 - доля углерода в топливе;
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).
Пример 2
Предприятие сжигает 1000 тонн угля, зольность которого 35.82, влага рабочая
5.74, коэффициент окисления 0.92, рассчитать выбросы СО2.
Рассчитаем содержание углерода в топливе:
R =58,42× (100 (5,74+35,84)) /100=34,13%.
Тогда выбросы СО2 от сжигания 1000 тонн составят
Е = 1000 * 0,92 * 0,3413* 44/12 = 1151,3 тонн СО2
Приложение 7
Пример расчета выбросов тСО2/ТДж от конкретного вида топлива
Предприятие сжигает уголь Карагандинского бассейна (таблица выше
Характеристики топлива МГЭИК), калорийность которого составляет 4500-5500
ккал/кг в среднем около 5000 ккал/кг (20,94 Дж/тонн), коэффициент эмиссий
углерода средний равен 24,89 тС/Дж. Рассчитаем коэффициент выбросов тСО2/ТДж
K тСО2/ТДж=24,89*44/12=91,26 тСО2/ТДж.
Пересчитаем тСО2/ТДж в тСО2/т у.т. получаем:
Е тСО2/тут=91,26 *29,31/1000=2,67 тСО2/т у.т.
Таким образом топливо, имеющее коэффициент эмиссий углерода равный
24,89 тС/Дж выбрасывает при сжигании 1 т у.т. (мы подразумеваем 100% окисление
и сгорание) 2,67 тСО2/т у.т.
Примеры расчета выбросов СО2 при производстве продукции
1.Производство энергии
Предприятие энергетического комплекса производит 1 млн. кВт*час энергии в год,
при этом сжигает уголь, калорийностью 4000 ккал/кг, в объеме 0,560 кг у.т./кВт*ч,
рассчитать выбросы СО2 при производстве данного количества энергии.
Рассчитаем выбросы СО2 от производства 1 млн кВт*ч электроэнергии, для этого:
1. Определим общий объем потребляемого топлива (тонн условного топлива в
год):
т у.т./год=1000000*0,560/1000=560 т у.т./год
используя коэффициент выбросы тСО2/т у.т. для 4000 ккал равный 2,788 тСО2/т у.т.,
рассчитаем общие выбросы от производства 1 млн кВт*ч
Есо2 =560*2,788=1561,28 тонн СО2,
2. Рассчитаем удельный показатель выбросов СО2 на единицу продукции:
Для этого используя данные по потреблению топлива на единицу продукции и
коэффициент выбросов тСО2/т у.т. для 4000 ккал равный 2,788 тСО2/т у.т., получаем
тСО2/кВт= 0,560*2,788=1,56 кгСО2/кВт или 0,00156 тСО2/кВт*ч.
Приложение 8
Примеры расчета сокращения выбросов парниковых газов
Выбросы по базовой линии
Выбросы по базовой линии рассчитываются на основе количества топлива,
сжигаемого в процессах в отсутствие проектной деятельности, соответствующей
низшей теплотворной способности и фактора эмиссии CO2.
BE = FFbaseline * NCVused fuel* EFused fuelCO2* e baseline
BE – выбросы по базовой линии
FF – количество используемого топлива по базовой линии
NCV – низшая теплотворная способность используемого топлива
e – энергоэффективность процесса при сжигании используемого
EFused fuelCO2– фактор эмиссий CO2 от используемого топлива
При этом Базовая линия должна быть определена таким образом, чтобы
снижение выбросов не могли быть получены из-за уменьшения уровней деятельности
или в результате форс-мажорных обстоятельств.
Выбросы по проекту рассчитываются на основе количества проектируемого
топлива, которое будет сжигаться в процессах проектной деятельности,
соответствующей низшей теплотворной способности и факторов эмиссии CO2 для
проектируемого топлива.
PE = FFproject * NCVprojected fuel* EFprojected fuel CO2* e project
PE – выбросы по проекту
FF – количество использованного (альтернативного) топлива
NCV – низшая теплотворная способность альтернативного топлива
EFprojected fuel CO2– фактор эмиссий CO2 альтернативного топлива
e – энергоэффективность процесса при сжигании альтернативного топлива
Сокращение выбросов
Сокращение выбросов по проектной деятельности в течение заданного года y
(ERy) составляет разницу между выбросами по базовой линии (BEy) и выбросами по
проекту (PEy) как показано ниже:
ERy = BEy − PEy
где:
ERy – сокращение выбросов от проектной деятельности в течение года y в т
CO2e
BEy – выбросы по базовой линии в течение года y в т CO2e
PEy - выбросы по проекту в течение года y в т CO2e
Пример (переход с твердого топлива на газ)
Предприятие при производстве энергии сжигает твердое топливо, выбросы ПГ
от которого составляют 192 тыс. тонн СО2, однако, рядом с предприятием находится
газовое месторождение и есть возможность перевода станции с угля на газ. В
результате перехода с одного вида топлива на др. произойдет снижение выбросов на
62 тыс. тонн СО2.
Расчет выбросов СО2 по проекту
Сценарий и эффект
Парниковый газ
Выбросы ПГ тонн СО2 в год
A =Рассчитанные выбросы
парниковых газов по
предлагаемому проекту
(использование газа)
CO2
130000
B=Рассчитанные выбросы
парниковых газов по базовой
линии проекта (использование
угля)
CO2
192000
Сокращение выбросов ПГ «»/ абсорбция поглотителями
«+» B-A
CO2
62000
Пример изменения выбросов ПГ на единицу продукции в зависимости от
топлива и производственного процесса
Пример (Повышение энергоэффективности)
Название проекта: Повышение
нефтяного газа при производстве тепла
эффективности
сжигания
попутного
Предприятие для транспортировки тяжелой нефти использует 600 печей
подогрева нефти, которые сжигают попутный нефтяной газ, все печи кустарного
производства. Предприятие решило перевести 100 печей на более эффективные печи
подогрева нефти, печи японского производства имеют эффективность производства
тепла на 30% выше, чем кустарные, при этом сжигают на 20% меньше топлива.
Выбросы по Базовой линии составляют: 759091,8 т. СО2 экв.
Выбросы по проекту составят: 607273,4 СО2 экв.
ЕП=759091,8-607273,4=151818,4 т. СО2 экв.
Ежегодное Сокращение выбросов составит 151 тыс. тонн СО2 экв.
Приложение 9
Программа расчетов технико-экономических показателей
Данная программа разработана в MS Office Excel и приложена в отдельном файле к
данному руководству.