содержание .. 6 7 8 9 ..
Национальный доклад РФ о кадастре антропогенных выбросов - часть 8
Таблица 3.30
Коэффициенты эмиссии для расчета выбросов СН4 от последующих операций с углем,
добытым открытым способом (МГЭИК, 2006)
Величина
Федеральный округ
Угольные бассейны
EFCS, м3 • т-1
Центральный
Подмосковный
0,1
Северо-Западный
Печорский
0,2
Приволжский
Урало-Каспийский и Южно-Уральский
0,1
Уральский
Махневско-Каменский и Челябинский
0,1
Горловский, Иркутский, Канско-Ачинский, Кузнецкий, Мину-
Сибирский
0,2
синский, Таймырский, Тунгусский и Улухемский
Буреинский, Западно-Камчатский, Зырянский, Ленский, Ом-
сукчанский, Партизанский, Раздольненский, Сахалинский,
Дальневосточный
0,2
Угловский, Ханкайский, Южно-Уссурийский и Южно-
Якутский
3.3.3.2 Выбросы при операциях с нефтью и газом (1.В.2.)
В качестве исходных для расчета выбросов от операций с нефтью и природным газом ис-
пользованы данные государственной статистической отчетности, приведенные в таблицах
3.31-3.33 (Российский статистический ежегодник, 2009; Российский статистический ежегод-
ник, 2016; Промышленность России, 2008, Промышленность России, 2014 и др.).
Объемы добычи и транспортировки нефти в 1995 г. были наименьшими за период с 1990
по 2015 годы, что обусловлено экономическими причинами (табл. 3.31). Минимум первич-
ной переработки нефти пришелся также на 1995-2000 гг. Экономический рост после 1995
года сопровождался активизацией экономической деятельности в нефтяной отрасли, и по
большинству из приведенных в таблице показателей, достигнут уровень 1990 года.
Динамика добычи природного газа с 1990 по 2015 гг. отражает социально-экономические
изменения, происходившие в стране. В 2015 году добыча природного газа снизилась на
2,4 % по сравнению с предыдущим годом и на 7,5 % относительно 1990 года. Показатели
транспортировки газа по магистральным трубопроводам были на 3,7 % ниже показателей
предыдущего года (табл. 3.32).
Таблица 3.31
Показатели деятельности нефтяной отрасли Российской Федерации
Транспортировка по маги-
Добыча
Добыча газового
Первичная перера-
Годы
стральным трубопроводам,
нефти, млн. т
конденсата, млн. т
ботка нефти, млн. т
млн. т
1990
506,0
10,2
298
497,9
1995
298,5
8,3
182
287,9
2000
313,1
10,4
173
294,6
2005
452,9
17,3
208
454,1
2006
462,4
18,1
220
460,8
2007
473,5
17,4
229
461,8
2008
471,4
16,7
237
456,4
2009
478,3
16,1
237
474,4
2010
486,0
19,4
250
491,7
2011
491,9
20,5
258
543,8
2012
497,4
21,3
272
523,3
2013
497,5
24,2
281
524,6
2014
500,6
25,5
295
532,1
2015
502,2
31,5
287
543,3
– 84 -
3. Энергетика (Сектор 1 ОФД)
Таблица 3.32
Показатели деятельности газовой отрасли Российской Федерации
Добыча горючего природного
Транспортировка газа по магистральным
Годы
газа (газа естественного),
трубопроводам,
млрд. м3
млн. т
1990
600,4
543,3
1995
570,0
473,8
2000
555,1
511,2
2005
598,0
565,8
2006
612,0
581,1
2007
604,2
571,6
2008
612,5
578,6
2009
527,1
480,0
2010
593,5
536,6
2011
611,7
555,1
2012
592,0
541,1
2013
600,6
537,5
2014
568,8
512,0
2015
555,1
493,0
ОАО «Газпром» при поддержке Правительства Российской Федерации осуществляет
программу газификации субъектов Российской Федерации. Программа позволит использо-
вать природный газ в качестве альтернативы другим видам ископаемого топлива и обеспе-
чит снижение выбросов парниковых газов. В результате проведенной работы средний уро-
вень газификации в России в 2015 составил
66,2 %, в том числе в городах
-
70,4 %,
и в сельской местности - 56,1 %20.
В целях обеспечения безопасности объектов нефтяной отрасли неиспользуемый нефтя-
ной (попутный) газ сжигается в факелах. Данные по его сжиганию приведены в таблице 3.33
(Российский статистический ежегодник, 2009; Российский статистический ежегодник, 2016;
Промышленность России, 2008; Промышленность России, 2014 и др.).
Таблица 3.33
Сжигание нефтяного (попутного) газа в факелах, млрд. м3
Годы
1990
1995
2000
2005
2006
2007
2008
2009
Объем сжигания
9,9
5,93
7,25
13,12
13,31
16,42
11,27
11,86
Годы
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Объем сжигания
15,29
16,60
17,08
15,59
11,83
9,82
В 2015 г. объем сжигания нефтяного (попутного) газа снизился по сравнению с 1990 г. на 0,8 %
(табл. 3.33). Энергетической стратегией России предусмотрено увеличение до 95 % уровня полез-
ного использования нефтяного (попутного) газа. В свою очередь, объем нефтяного (попутного)
газа, сжигаемого в факелах, с 2012 г. не должен превышать 5 % объема его добычи (Указ Прези-
дента Российской Федерации от 4 июня 2008 года № 889; Постановление Правительства России от
8 января 2009 г. № 7, Постановление Правительства России от 8 ноября 2012 г. № 1148). С января
2013 г. плата за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных
установках и (или) рассеивании нефтяного (попутного) газа свыше 5%, производится в пятикрат-
- 85 -
ном размере. Благодаря принятым мерам, к 2015 году уровень полезного использования нефтяно-
го (попутного) газа в среднем по стране составил 88 %, что на 10 % превышает уровень 1990 г.
(Российский статистический ежегодник, 2016).
Выбросы CO2, CH4, N2O и NMVOC от бурения, опробования и обслуживания нефтяных
скважин, добычи природного газа, нефти и газового конденсата, первичной переработки
нефти и природного газа, транспортировки нефти и газового конденсата, газохранении и -
распределении, а также выбросов CO2 и CH4 при транспортировке газа рассчитывали по
формулам 3.10 (МГЭИК, 2006):
Eгаз, сегмент отрасли= Aсегмент отрасли • EFгаз, сегмент отрасли,
(3.10)
где: Eгаз, сегмент отрасли- величина годовой эмиссии, Гг;
Aсегмент отрасли- величина данных о деятельности (например, объем добычи нефти), еди-
ниц деятельности;
EFгаз, сегмент отрасли - коэффициент эмиссии, Гг на единицу деятельности.
Расчет эмиссии при прокачке газа по магистральным трубопроводам выполняли по фор-
муле 3.11:
ECH4 = AD • EFCS • CFCH4,
(3.11)
где: ECH4 - величина эмиссии CH4, Гг;
AD - данные о прокачке газа по магистральным газопроводам, 106 • м3;
EFCS - коэффициент эмиссии СН4, рассчитанный в долях от общего объема прокачки,
безразмерный;
CFCH4- коэффициент пересчета объемных долей СН4 в весовые при условиях Т = 20° С
и давлении 1 атм.
Эмиссию от добычи выполняли совместно для нефти и газового конденсата. Выбросы от
транспортировки рассчитывали отдельно для нефти и отдельно для газового конденсата с
допущением, что весь добытый газовый конденсат затем транспортируется по магистраль-
ным газопроводам. Расчет утечек при газораспределении выполнен по данным о потребле-
нии газа, согласующихся с данными о его сжигании (раздел 1.A ОФД). Выбросы парнико-
вых газов от сжигания при нефтедобыче оценивали на основе данных о сожженном нефтя-
ном (попутном) газе. Вычисления производили последовательно для исключения двойного
счета.
Данные о деятельности в единицах массы переводили в единицы объема по формуле
V=m/ρ, где V - данные о деятельности отрасли в объемных единицах, (тыс. м3), ρ - средне-
взвешенная плотность добываемой нефти/газового конденсата, (т • м-3); m - данные о дея-
тельности отрасли в массовых единицах, (тыс. т). Для получения средневзвешенных значе-
ний плотностей нефти и газового конденсата были проанализированы данные более 160 ме-
сторождений России (Демиденко, 2000; Демиденко, 2002). Средневзвешенные значения
плотностей нефти и газового конденсата составили 856,23 т • м-3 и 771,75 т • м-3, соответ-
ственно.
Учитывая химический состав и свойства добываемого природного газа, было принято,
что весь добытый газ перерабатывается на установках для нейтрального газа. Пересчет объ-
емных долей СН4 в весовые производили с использованием коэффициент пересчета
CFCH40,667 г м-3•10-3, принятого для плотности метана в условиях Т = 20° С и давлении 1
атм. (ГОСТ 30319.1-96).
Формула 3.10 соответствует уровню 1b МГЭИК, а формула 3.11 - уровню 2 (МГЭИК,
2006). За исключением национального коэффициента эмиссии метана, все коэффициенты
эмиссии были взяты из руководств МГЭИК (МГЭИК, 2006). Для расчета выбросов парнико-
вых газов от операций с нефтью использовали коэффициенты эмиссии, рекомендуемые для
развивающихся стран и стран с переходной экономикой (таблица 4.2.5, МГЭИК, 2006). Рас-
четы выбросов от операций с природным газом выполняли с использованием коэффициен-
тов эмиссии, рекомендуемых для развитых стран (таблица 4.2.4, МГЭИК, 2006).
- 86 -
3. Энергетика (Сектор 1 ОФД)
Использование коэффициентов эмиссии для развитых стран обусловлено высоким уров-
нем развития газовой отрасли. Российская газовая отрасль развивается в условиях рыночной
экономики. Газовые компании имеют равные возможности для добычи, транспортировки и
переработки природного газа, а также равный доступ на рынки природного газа в нерегули-
руемом секторе экономики (Постановление Правительства РФ № 1205, 2010; Внутренний
рынок газа, 2015). Производственно-техническая деятельность газовой отрасли строго ре-
гламентируется национальными и международными технологическими и экологическими
стандартами, нормативами и регламентами (СТО Газпром 2-1.19-128-2007; СТО Газпром
031-2007; ГОСТ Р 54097-2010 и др.). Российскими газовыми компаниями используются со-
временное оборудование и передовые технологии, выполняются регулярные модернизации
оборудования, технический и экологический контроль (Lelieveld et al., 2005; Реестр наилуч-
ших доступных технологий, 2014; Годовой отчет, 2015 и др.). По показателям технологиче-
ской, экологической и энергетической эффективности российские газовые компании не
уступают ведущими западным нефтегазовым компаниям, а по ряду критериев превосходят
их (Lechtenbohmer et al., 2007; Программа инновационного развития, 2011 Патент на изобре-
тение, 2014 и др.). Объемы годовых выбросов CH4 в газовой отрасли контролируются госу-
дарственными органами (Росприроднадзор).
Их значения приведены в таблицах 3.34-3.36. Если в руководстве МГЭИК приведен диа-
пазон значений коэффициента, то для расчета бралась средняя величина из приведенного
диапазона. Национальный коэффициент выбросов выражает долю газообразных потерь в
атмосферу от общего объема данных о деятельности и получен на основе опубликованных
данных литературы и результатов специальных исследований по оценке утечек метана на
предприятиях ПАО «Газпром» (Назарови др., 1992; Векилов и др.,1992; Dedikovetal, 1999;
Эмиссии парникового газа, 2005; IEA, 2006 и др.). Коэффициенты эмиссии СО2, СН4, N2O и
NMVOC для расчета выбросов при добыче газового конденсата взяты такие же, как и при
добыче нефти. В случае сжигания нефтяного (попутного) газа в факелах взяты коэффициенты
эмиссии (табл. 3.36), предложенные для зарегистрированных сожженных объемов газа (МГЭИК,
2006).
Таблица 3.34
Коэффициенты эмиссии для расчета выбросов от операций с нефтью (МГЭИК, 2006)
Коэффициент
Вид деятельности (ис-
Коэффициент
Коэффициент
Коэффициент
эмиссии
точник выбросов)
эмиссии СО2
эмиссии СН4
эмиссии N2O
NMVOC
9,00 • 10-4 Гг •
2,97 • 10-4 Гг •
7,96 • 10-6 Гг •
Бурение скважин
-
тыс м-3
тыс м-3
тыс м-3
7,90 • 10-2 Гг •
4,51 • 10-4 Гг •
5,84 • 10-7 Гг •
1,06 • 10-4 Гг •
Опробование скважин
тыс м-3
тыс м-3
тыс м-3
тыс м-3
Обслуживание дей-
1,70 • 10-5 Гг •
9,55 • 10-4 Гг •
1,49 • 10-4 Гг •
ствующих нефтяных
-
тыс м-3
тыс м-3
тыс м-3
скважин
Добыча нефти и газово-
2,49 • 10-3 Гг •
1,96 • 10-2 Гг •
2,76 • 10-2 Гг •
-
го конденсата
10-3 м-3
10-3 м-3
10-3 м-3
4,90 • 10-7 Гг •
5,40 • 10-6 Гг •
5,40 • 10-5 Гг •
Транспортировка нефти
-
10-3 м-3
10-3 м-3
10-3 м-3
Транспортировка газо-
7,20 • 10-6 Гг •
1,10 • 10-4 Гг •
1,10 • 10-3 Гг •
-
вого конденсата
10-3 м-3
10-3 м-3
10-3 м-3
Первичная переработка
2,18 • 10-5 Гг •
1,30 • 10-3 Гг •
-
-
нефти
10-3 м-3
10-3 м-3
- 87 -
Выбросы NOx, CO и SO2 рассчитывали по данным о первичной переработке нефти
(табл. 3.31) по методу уровня 1b с использованием рекомендуемых МГЭИК величин коэф-
фициентов эмиссии: 0,09 кг • т-3 для СО, 0,06 кг • т-3 для NOx и 0,93 кг • т-3 для SO2 (IPCC,
1997; МГЭИК, 2000).
Таблица 3.35
Коэффициенты эмиссии для расчета выбросов от операций с природным газом (МГЭИК,
2006)
Вид деятельности (источник вы-
Коэффициент
Коэффициент
Коэффициент
бросов)
эмиссии СО2
эмиссии СН4
эмиссии NMVOC
4,80 • 10-5Гг • 10-6
1,34 • 10-3Гг • 10-6
3,21• 10-4Гг • 10-6
Добыча природного газа
м-3
м-3
м-3
2,35 • 10-4Гг • 10-6
7,55 • 10-4Гг • 10-6
3,45 • 10-4Гг • 10-6
Первичная переработка природного
газа
м-3
м-3
м-3
8,80 • 10-7Гг • 10-6
7,00 • 10-6Гг • 10-6
Утечки при прокачке газа по маги-
0,009(1)
стральным трубопроводам
м-3
м-3
1,10 • 10-7Гг • 10-6
2,50 • 10-5Гг • 10-6
3,60 • 10-7Гг • 10-6
Утечки при хранении природного
газа
м-3
м-3
м-3
5,10 • 10-5Гг • 10-6
1,10 • 10-3Гг • 10-6
1,60 • 10-5Гг • 10-6
Утечки при газораспределении
м-3
м-3
м-3
(1) Национальный коэффициент эмиссии
Таблица 3.36
Коэффициенты эмиссии для расчета выбросов от газоотведения и сжигания при операциях
с нефтью и природным газом (МГЭИК, 2006)
Коэффициент
Коэффициент
Коэффициент
Коэффициент
Вид деятельности
эмиссии
эмиссии СО2
эмиссии СН4
эмиссии N2O
NMVOC
Газоотведение при
2,15 • 10-3 Гг • 10-3
1,04 • 10-2 Гг •
1,90 • 10-3 Гг •
добыче нефти и газо-
-
м-3
10-3 м-3
10-3 м-3
вого конденсата
Учтено при
Газоотведение при
3,10 • 10-6 Гг • 10-6
4,60 • 10-6 Гг •
транспорте природно-
других расче-
-
м-3
10-6 м-3
го газа
тах
Сжигание в факелах
1,20 • 10-3 Гг • 10-6
7,60 • 10-7 Гг •
2,10 • 10-8 Гг •
6,20 • 10-7 Гг •
при газодобыче
м-3
10-6 м-3
10-6 м-3
10-6 м-3
Сжигание в факелах
2,10 • 10-3 Гг • 10-6
1,40 • 10-6 Гг •
2,95 • 10-8 Гг •
1,13 • 10-6 Гг •
при переработке газа
м-3
10-6 м-3
10-6 м-3
10-6 м-3
Сжигание в факелах
1,2 • 10-6 Гг •
2,5 • 10-8 Гг •
9,60 • 10-7 Гг •
нефтяного (попутно-
1,8• 10-3 Гг • 10-6 м-3
10-6 м-3
10-6 м-3
10-6 м-3
го) газа
- 88 -
3. Энергетика (Сектор 1 ОФД)
3.3.4 Оценка неопределенности и согласованность временных рядов
3.3.4.1 Выбросы от твердых топлив (1.В.1)
Оценку точности данных о добыче угля в Российской Федерации в 2014 году производи-
ли на основе данных ФГБУ «ЦДУ ТЭК», Росстата21 и компании «Бритиш Петролеум» (Brit-
ish Petroleum)22. Ошибка данных составляет 0,12%.
Национальные коэффициенты эмиссии метана были определены на основе данных о вы-
бросах из шахт и разрезов, эксплуатировавшихся в Российской Федерации с 1990 по 2005 гг.
включительно. Выбранный период времени адекватно отражает организационно-
структурные и технологические изменения, происшедшие в угольной отрасли. Наибольшая
величина неопределенности коэффициентов эмиссии СН4 при добыче угля подземным спо-
собом составила 4,1%, а стандартная ошибка их определения составила ±3,7. Неопределен-
ность оценки коэффициента эмиссии метана при подземной добыче угля составила 19,2%.
При добыче угля открытым способом самое высокое из полученных значений неопреде-
ленности было 2,7%. Стандартная ошибка определения коэффициентов эмиссии составила
±0,8, а их неопределенность - 21,6%.
Для последующего обращения с углем, добытым подземным способом, наибольшая ве-
личина неопределенности, полученная при анализе временных рядов коэффициентов эмис-
сии, составила 4,2%, стандартная ошибка определения коэффициентов эмиссии - ±1,0, а не-
определенность - 40,9%. Параметры неопределенности коэффициентов эмиссии для после-
дующего обращения с углем, добытым открытым способом, взяты из Руководящих указаний
МГЭИК (МГЭИК, 2006).
Количественная оценка неопределенности выбросов метана от угледобычи выполнялась
по методу уровня 1 при доверительном интервале 95% (МГЭИК, 2006). Рассчитанная вели-
чина общей неопределенности выбросов от добычи угля в 2015 году составила 19,8%, а не-
определенность тенденции выбросов - 19,7%.
3.3.4.2 Выбросы при операциях с нефтью и газом (1.В.2.)
Комплексная количественная оценка неопределенности величин выбросов парниковых
газов в нефтегазовой отрасли затруднительна из-за сложной структуры отрасли. Величины
диапазонов возможных ошибок коэффициентов эмиссии взяты из Руководящих принципов
МГЭИК (МГЭИК, 2006). Если ошибка представляла собой несимметричный относительно
нуля диапазон, то делалось допущение о том, что значения на интервале распределены нор-
мально, после чего вычислялось среднее значение ошибки на интервале. Вычисленные
ошибки коэффициентов эмиссии колебались в диапазоне от 75% до 495%.
Оценки выбросов при газоотведении и сжигании в факелах достаточно надежны, если из-
вестны фактические объемы отведенных и сожженных газов. В настоящее время известны
лишь объемы сожженного нефтяного (попутного) газа. Оценки других выбросов выполняли
при помощи рекомендованных МГЭИК коэффициентов, ошибка определения которых мо-
жет составлять порядок величины или более (МГЭИК, 2006). Наименее надежны оценки
выбросов оксида диазота из-за сложного механизма его образования (Hayhurst и Lawrence,
1992). Однако, вклад N2O в совокупный выброс незначителен.
Данные о деятельности были взяты из государственной статистической отчетности Рос-
сийской Федерации, оценку точности которых производили путем сопоставления данных
ФГБУ «ЦДУ ТЭК», Росстата23 и компании «Бритиш Петролеум» (BritishPetroleum)24. Сопо-
ставление показало, что данные о деятельности нефтегазовой отрасли достаточно надежны.
Ошибка данных не превышает 0,55 %.
energy/statistical-review-downloads.html
- 89 -
Количественная оценка неопределенности выбросов от операций с нефтью и природным
газом выполнялась по уровню 1 на основе приведенных выше величин неопределенностей
данных о деятельности и параметров при доверительном интервале 95% (МГЭИК, 2006).
Общая неопределенность оценок выбросов по категории источников 1.В.2 в 2015 году со-
ставляет 175,6 %, а неопределенность тенденции выбросов - 249,3 %. Наибольший вклад в
неопределенность дают выбросы диоксида углерода и метана от операций по разведке в
нефтяном секторе и метана от добычи природного газа. Причиной является использование в
расчетах коэффициентов эмиссии МГЭИК, имеющих высокую неопределенность.
3.3.4.3 Обеспечение и контроль качества и верификация оценок
При подготовке настоящего кадастра были усилены мероприятия по обеспечению и кон-
тролю качества, для чего произведена комплексная проверка корректности расчетов по от-
дельным категориям источников сектора 1.В.2, соответствующая уровню 2 (МГЭИК, 2006).
При выполнении процедур обеспечения и контроля качества были осуществлены формаль-
ный контроль и перекрестная проверка данных о деятельности и результатов расчетов. Фор-
мальный контроль включал проверку размерности данных и параметров, на основе которых
выполнялись расчеты эмиссии. Были перепроверены результаты расчетов и проанализиро-
вана неопределенность, полнота и целостность доступных данных о деятельности и другой
параметрической информации.
Отдельно проверялась согласованность данных и параметров при расчете выбросов во
временном ряду с 1990 по 2015 гг. включительно. Перекрестная проверка данных, парамет-
ров и результатов расчетов осуществлялась специалистами Росстата и Минэнерго, куда ка-
дастр был направлен для рецензирования.
3.3.4.4 Перерасчеты и изменения, сделанные в ответ на проверки результатов
инвентаризации выбросов
В связи с замечанием группы экспертов во время проверки кадастра в 2016 году, необ-
ходимо уточнить, что в соответствии с обоснованием, представленным в разделе 3.3.3.2, вы-
бросы при операциях с природным газом были пересчитаны с использованием коэффициен-
тов эмиссии, рекомендуемых МГЭИК для развитых стран (МГЭИК, 2006). Перерасчеты вы-
бросов были произведены с 1990 по 2015 гг. включительно, что привело к их сокращению в
1,16 раза. Изменения затронули разделы 1.В.2.B и 1.B.2.С.
В кадастре также были выполнены перерасчеты эмиссии парниковых газов в связи с
уточнением данных о нефтедобыче в 2014 году и о сжигании нефтяного (попутного) газа в
факелах в 2010, 2011, 2013 и 2014 годах. В результате перерасчетов совокупный эквивалент-
ный выброс от операций с нефтью и природным газом (1.В.2) в 2014 году вырос на 0,2 %.
3.3.4.5 Планируемые усовершенствования
В соответствии с замечаниями и предложениями в ходе рассмотрения национальных ка-
дастров парниковых газов в 2016 гг., планируемые усовершенствования направлены на
уточнение данных о деятельности нефтегазовой отрасли и внедрение более детализирован-
ных оценок выбросов от ключевых источников, соответствующих уровню 2 МГЭИК. Целью
усовершенствований является снижение неопределенности оценок выбросов.
При поддержке Министерства энергетики Российской Федерации в 2016 году были раз-
работаны национальные коэффициенты эмиссии для категорий источников российского
нефтегазового сектора, выбросы от которых рассчитываются с использованием рекомендуе-
мых МГЭИК параметров эмиссии. При их разработке были учтены особенности состава до-
бываемого в России углеводородного сырья и применяемые в нефтегазовой отрасли техно-
логии. В 2017 году осуществляется апробация полученных национальных коэффициентов
эмиссии в соответствии с требованиями МГЭИК. В 2018 году апробированные коэффициен-
ты предполагается внедрить в национальный кадастр парниковых газов.
Кроме того, планируется усилить мероприятия по обеспечению и контролю качества
оценок выбросов парниковых газов в нефтегазовой отрасли. Предусмотрено внедрение ком-
плексной проверки корректности расчетов по отдельным категориям источников сектора
1.В.2, соответствующей уровню 2 МГЭИК (МГЭИК, 2006).
- 90 -
4. Промышленные процессы и использование продукции (Сектор 2 ОФД)
4. ПРОМЫШЛЕННЫЕ ПРОЦЕССЫ И
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРОДУКЦИИ
(Сектор
2 ОФД)
4.1 Обзор по сектору
Инвентаризация выбросов парниковых газов в секторе «Промышленные процессы и ис-
пользование продуктов» включает оценку выбросов от производства минеральной продук-
ции (2.А), химической промышленности (2.В), металлургии (2.С), использования раствори-
телей и неэнергетических продуктов из топлива (2.D), электронной промышленности (2.Е),
использования фторированных заменителей ОРВ (2.F), а также производства и использова-
ния других продуктов (2.G).
Суммарная эмиссия парниковых газов по сектору в 2015 г. составила 209981 Гг СО2-
эквивалента.
С 1991 по 1998 гг. наблюдалось устойчивое снижение выбросов парниковых газов в сек-
торе «Промышленные процессы», связанное с падением промышленного производства в
Российской Федерации. В 1998 г. уровень выбросов парниковых газов в промышленности
был минимальным и соответствовал 52,9% уровня 1990 г. С 1999 г. объем выбросов в про-
мышленности постепенно увеличивался и достиг максимума в 2007 г. (74,5% от уровня
1990г.). В 2008 - 2009 гг. наблюдалось снижение выбросов парниковых газов в секторе
«Промышленные процессы», связанное с падением производства из-за мирового экономиче-
ского кризиса и, в меньшей степени, со снижением удельных выбросов парниковых газов от
таких источников, как производство аммиака, первичного алюминия, ГХФУ-22 и гексафто-
рида серы. Выброс парниковых газов в 2009 г. составлял 62,6 % от уровня промышленного
выброса парниковых газов в 1990 г. В 2015г. объем выбросов парниковых газов от промыш-
ленного сектора составляет 70,4% от уровня промышленного выброса парниковых газов в
1990 г.
Наиболее значительным источником выбросов в промышленном секторе является метал-
лургия. Ее вклад в суммарный выброс парниковых газов в промышленности в 2015 г. соста-
вил 42,3%. Следующим по значению источником является химическая промышленность. Ее
доля в суммарном выбросе - 26,3%. Доля выброса парниковых газов от производства мине-
ральных продуктов составляет 24,3%. Результаты инвентаризации выбросов парниковых
газов от сектора «Промышленные процессы и использование продуктов» представлены в
таблице 4.1 и на рисунке 4.1.
350000
Производство и использование других продуктов (2.G)
Использование фторированных заменителей ОРВ (2.F)
300000
Электронная промышленность (2.E)
250000
200000
150000
100000
50000
0
Рисунок 4.1 - Выбросы парниковых газов от сектора «Промышленные процессы»
в 1990-2014 гг., Гг СО2-экв.
- 91 -
Таблица 4.1
Выбросы парниковых газов от сектора «Промышленные процессы и использование
продуктов», Гг СО2-экв.
1990
1995
2000
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Производство минеральных материалов
88441
44766
40523
50250
53954
58201
53852
43794
50188
53595
53225
54787
54198
51104
Химическая промышленность
80771
47147
61348
58744
56895
55816
54568
48169
49384
47197
55865
59718
56973
55208
Металлургия
125688
87420
93166
97419103532102880
98166
88632
96899
96963
94122 87771
89045
88846
Использование растворителей и неэнергетических продуктов из топлива
2758
1331
1293
1234
1373
1272
1229
904
1124
1180
1298
1206
1503
1650
Электронная промышленность
20
3
31
45
18
35
143
46
18
30
15
10
56
87
Использование фторированных заменителей ОРВ
8
36
209
1998
2806
3190
4069
4353
5310
6996
8655 10080
11074
11848
Производство и использование других продуктов
790
754
785
866
883
913
998
984
1046
1078
1091
1120
1221
1238
Всего
298475181458197356210555
219463222308
213026
186883203968
207039
214271
214691
214068
209981
4.2 Производство минеральных материалов (2.A)
4.2.1 Обзор
В этом субсекторе оцениваются выбросы CO2 от производства цемента (2.A.1), от произ-
водства строительной и технологической извести (2.A.2), от производства стекла (2.А.3), от
производства керамических изделий (2.А.4а), от использования кальцинированной соды
(2.A.4b), от неметаллургического производства магнезии (2.A.4с) и от других видов исполь-
зования карбонатов (2.A.4d).
Также оценивались выбросы SO2 от производства цемента и NMLOC от производства
стекла.
Основными источниками выбросов парниковых газов в данном субсекторе являются
производство цемента (2.A.1) и другие виды использования карбонатов (2.A.4d) (использо-
вание известняков и доломитов в металлургии), выбросы СО2 от которых составили в 2015г.
45,1% и 27,3% общего выброса парниковых газов от производства минеральных материалов
(2.А). Выбросы СО2 от производства извести, производства стекла, керамических изделий,
использования кальцинированной соды и неметаллургического производства магнезии в
2015г. составили, соответственно, 17,6%, 3,2%, 2,8%, 2,1% и 1,8% от общего выброса СО2 в
этом субсекторе. С 1990г. по 1998г. наблюдалось существенное снижение выбросов парни-
ковых газов в субсекторе 2.А, связанное с падением производства. В 1998г. общий выброс
парниковых газов от производства продукции из минерального сырья составлял 37,0% от
уровня 1990г. С 1999г. наблюдался рост выбросов. В 2015г. общий выброс парниковых газов
в субсекторе 2.А составил 57,8% от уровня 1990г.
Результаты оценки выбросов СО2 от производства минеральной продукции представлены
в таблице 4.2.
4.2.2 Методика расчетов
Выбросы СО2 от производства цемента (2.А.1)
Выбросы СО2 от производства цемента оценивалась по методу уровня 2 (IPCC, 2006) с
использованием данных о производстве цементного клинкера - промежуточного продукта
производства цемента, при получении которого и происходят выбросы CO2. Расчетная оцен-
- 92 -
4. Промышленные процессы и использование продукции (Сектор 2 ОФД)
ка выброса СО2 проводилась по формуле 2.2 (МГЭИК, 2006). Коэффициент эмиссии рассчи-
тывался с учетом содержания СаО в клинкере в соответствии с методикой МГЭИК (IPCC,
2006).
Использовалось национальное значение содержания CaO в клинкере по массе, равное
65,6%; и поправочный коэффициент (CKD Correction factor) по умолчанию (IPCC, 2000)
1,02.
Таблица 4.2
Выбросы СО2 от производства продукции из минерального сырья, Гг.
1990
1995
2000
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Производство цемента
34609
16646
15113
22256
24545
27645
23625
19746
22688
25090
26252
27199
26373
23066
Производство извести
12501
7100
6891
7831
8495
8931
8782
6497
7540
7982
8418
8741
9300
9013
Производство стекла
455
322
386
683
888
985
1102
1008
1544
1623
1725
1735
1729
1656
Производство керамических изделий
2125
1203
941
1004
1052
1216
1325
968
1137
1296
1449
1495
1539
1409
Использование кальцинированной соды
1315
740
721
914
1090
1072
1076
930
1070
1103
1088
1068
1162
1068
Неметаллургическое производство магнезии
2041
1583
1157
1294
1314
1362
1204
976
1139
1178
1252
1170
1057
926
Другие виды использования карбонатов (использование известняков и доломитов в металлургии)
35393
17171
15313
16269
16571
16990
16738
13668
15069
15323
13041
13379
13038
13967
Всего
88441
44766
40523
50250
53954
58201
53852
43794
50188
53595
53225
54787
54198
51104
Содержание СаО в клинкере российского производства определялось на основании дан-
ных о содержании СаО в клинкере, полученных от 19 из 52 действующих цементных заво-
дов с долей в производстве клинкера, составляющей 61% суммарного производства клинке-
ра в Российской Федерации. Среднее значение содержания СаО в клинкере рассчитывалось
как средневзвешенное с учетом объемов производства клинкера на заводах.
Данные о производстве клинкера, полученные из базы данных Росстата, приводятся в
таблице 4.3.
Кроме того, оценивалась эмиссия диоксида серы от производства цемента. Оценка про-
водилась на основе данных о выпуске цемента. Использован коэффициент эмиссии SO2,
равный 0,3 кг SO2/т. произведенного цемента (IPCC, 1996).
Выбросы СО2 от производства строительной и технологической извести (2.А.2)
Выбросы СО2 от производства извести оценивались по методике уровня 1 МГЭИК (IPCC,
2006). Для жирной извести использовался коэффициент эмиссии СО2 по умолчанию (IPCC,
2006), равный 0,75 т СО2/т произведенной извести. Для доломитовой извести использовался
коэффициент эмиссии СО2, равный 0,86 т СО2/т произведенной извести (IPCC, 2006).
Данные о производстве извести получены из базы данных Росстата и приводятся в таб-
лице 4.4. Производство строительной извести, в силу относительно небольших объемов ее
потребления, осуществляется на многочисленных, преимущественно маломощных, террито-
риально рассредоточенных предприятиях. Технологическая известь выпускается как круп-
ными, так и мелкими производителями, как правило, для собственных нужд. В государ-
ственной статистике РФ отсутствуют детализированные данные о производстве жирной и
доломитовой извести. При расчетах доля доломитовой извести в общем производстве изве-
сти принята равной 15% - значение по умолчанию (IPCC, 2006).
- 93 -
Таблица 4.3
Производство цементного клинкера в России, тыс. т
1990
1995
2000
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
65830
31663
28746
42333
46686
52583
44938
37559
43155
47724
49933
51734
50164
43873
Таблица 4.4
Производство извести в России, тыс. т
1990
1995
2000
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
16309
9263
8991
10216
11083
11652
11457
8476
9837
10413
10983
11404
12133
11759
Выбросы СО2 и НМЛОС от производства стекла (2.А.3)
Выбросы СО2 от производства стекла оценивались по методике уровня 2 МГЭИК (IPCC, 2006).
Расчеты выполнялись по формуле 2.11 (IPCC, 2006). Расчеты выполнялись раздельно для различ-
ных видов стекла с использованием коэффициентов выбросов и пропорции стеклобоя по умолча-
нию (IPCC, 2006).
Оценивались выбросы от производства листового, тарного стекла, а также, по рекомендации
группы экспертов МГЭИК, в настоящем кадастре выполнена оценка выбросов от производства
стекловолокна. Коэффициенты выбросов и пропорция стеклобоя, использованные для расчетов,
приводятся в таблице 4.5.
Оценка выбросов проводилась по данным Росстата о производстве различных видов архитек-
турно-строительного стекла: строительного, термополированного, закаленного и трехслойного
безосколочного (табл. 4.6). Объемы производства листового стекла представлены в квадратных
метрах. Плотность и толщина различных видов строительного стекла взяты из справочника по
строительным материалам (Айрапетов и др., 2005). Плотность стекла принята 2,5 г/см3; данные о
средней толщине различных видов строительного стекла приводятся в таблице 4.7.
Учет выбросов от производства тарного стекла выполнен как для узкогорлой пищевой стек-
лянной тары (бутылок), так и для широкогорлой стеклотары (тара стеклянная консервная). Данные
об объемах производства стеклянных бутылок и банок в 1990-2015 гг. получены из базы данных
Росстата.
Выбросы от производства стекловолокна оценивались на основе данных Росстата о производ-
стве теплоизоляционных изделий из стекловаты и стеклотканей (табл. 4.6). Эти данные частично
представлены в единицах веса, частично в единицах объема и площади. Оценка средней плотно-
сти стеклотканей и стекловаты выполнена по данным строительных компаний. Для расчетов при-
няты следующие значения: 50 кг/м3 для стекловаты и 50 г/м2 для стеклотканей.
Данные о производстве стекловолокна в 1990 - 1996 гг. отсутствуют. Для расчета выбросов
использовался метод замещения, который в данной ситуации является наиболее подходящим для
оценки выбросов (таблица 5.1 первого тома руководства МГЭИК) (IPCC, 2006). В качестве заме-
щающих данных о деятельности использовались данные о производстве строительного листового
стекла.
Таблица 4.5
Коэффициенты выбросов и пропорция стеклобоя, использованные для оценки выбросов СО2
от производства стекла.
Коэффициент выбросов,
Пропорция стеклобоя,
т СО2/т
%
Листовое стекло
0,21
17,5
Тарное стекло
0,21
50
Стекловолокно
0,25
30
- 94 -
4. Промышленные процессы и использование продукции (Сектор 2 ОФД)
Вес разных видов бутылок по данным справочника (Павлушкин, 1973) приводится в таб-
лице 4.8. На основании этих данных с учетом объемов производства в Российской Федера-
ции пива, ликероводочной продукции, коньяка, виноградных, плодовых и шампанских вин
оценивался средний вес одной бутылки.
Оценка выбросов неметановых летучих органических соединений при производстве стекла
проводилась в соответствии с методикой МГЭИК (IPCC, 1996). В расчетах использовался коэф-
фициент эмиссии по умолчанию, равный 4,5 кг НМЛОС/ т. произведенного стекла.
Таблица 4.6
Производство строительного, технического, тарного стекла и изделий из стекловолокна в
России.
1990
1995
2000
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Строительное1)3), млн. м2
144,5
61,4
40,2
34,9
45,1
55,2
64,1
41,4
59,6
71,8
67,8
63,4
82,5
99,6
Листовое термополированное1,2)4), млн. м2
49,6
41,5
52,5
85,5
115,2
115,8
130,8
143,1
146,8
140,6
149,6
177,6
175,7
139,4
Трехслойное безосколочное1)5), млн. м2
2,8
1,6
1,6
1,7
1,8
2,4
2,2
1,5
2,3
2,5
2,9
2,7
3,3
3,5
Закаленное (сталинит)1)6), млн. м2
3,0
3,9
5,6
5,9
5,0
5,1
2,5
3,8
4,4
4,7
5,2
4,9
4,4
Бутылки7), млн.шт.
1414
1769
3001
7115
9180
10776
11937
9693
10985
11682
12400
11160
10521
9994
Банки. млн. шт.
414
518
773
1013
1099
1282
1551
1640
1566
1379
1725
1489
1588
1910
Стеклохолст (стеклорогожка), тыс. м2
5247
58330
55063
39482
213071
209587
Ленты, ровинг (ровница) и пряжа из стекловолокна, стекловолокно рубленное, тыс. тонн
54,1
69,1
70,6
82,0
92,8
99,1
Стекловолокно непрерывное и изделия из него, тыс. тонн
35,9
108,5
142,4
159,9
153,1
94,5
Сетки, холсты, маты, матрасы, плиты и прочие изделия из стекловолокна, кроме тканей, тыс. м3
53113
58459
63119
62423
61738
64244
1) В натуральном выражении
2) До 1998г. - стекло полированное
3) с 2010г. стекло листовое, литое, прокатное тянутое или выдувное, но не обработанное другим
способом
4) с 2010г. стекло листовое термически полированное и стекло листовое с матовой или полиро-
ванной поверхностью, но не обработанное другим способом
5) с 2010г. стекло безопасное многослойное
6) с 2010г. стекло безопасное закаленное (сталинит)
7) с 2010г. бутылки из стекла для напитков и пищевых продуктов
Таблица 4.7
Толщина листового строительного стекла, мм
Толщина стекла
Вид стекла
По (Айрапетов, 2005)
Принято для расчета
Оконное
2-6
3,5
Термополированное
6,5-7
6,75
Закаленное
> 4,5
5
– 95 -
содержание .. 6 7 8 9 ..