Национальнй доклад о кадастре антропогенных выбросов из источников и абсорбции поглотителями парниковых газов (1990-2020 год)

Национальный доклад о кадастре

Продолжение таблицы 3.24

Категория источников выбросов

Парниковые газы

Таблица ОФД

Операции с газовым конденсатом

1.В.2.а

СО2, СН4

1.В.2.а.2

Добыча

NMVOC

1.В.2.а

СО2, СН4

1.В.2.а.3

Транспортировка

NMVOC

1.В.2.а

Операции с природным газом

1.В.2.b

Опробование и обслуживание действу-

СО2, СН4

ющих газовых скважин

(1.В.2.b.2)

СО2, СН4

1.В.2.b.2

Добыча

NMVOC

1.В.2.b

СО2, СН4

Первичная переработка (подготовка)

(1.В.2.b.2)

NMVOC

1.В.2.b

СО2, СН4

1.В.2.b.4

Транспорт и хранение

NMVOC

1.В.2.b

СО2, СН4

1.В.2.b.5

Распределение

NMVOC

1.В.2.b

Продувка и отведение газов

1.В.2.c.1

СО2, СН4

1.В.2.c.1.i

Нефть

NMVOC

1.В.2.а

СО2, СН4

1.В.2.c.1.i

Газовый конденсат

NMVOC

1.В.2.а

СО2, СН4

Природный газ

(1.В.2.b.4)

NMVOC

1.В.2.b

Сжигание в факелах при добыче и первичной переработке

1.В.2.c.2

Попутный (нефтяной) газ

CO2, CH4, N2O

1.В.2.c.2.i

CO2, CH4, N2O

1.В.2.С.2.ii

Природный газ

NMVOC

1.В.2.b

Примечания:

В таблице 1.В.2.а ОФД приведена сумма величин выбросов NMVOC от всех операций с нефтью и

газовым конденсатом, включая продувки и газоотведение.

Если величины выбросов представлены в виде суммы нескольких категорий источников, напротив

соответствующих категорий приведено условное обозначение «IE» (Учтено при выполнении дру-

гих расчетов). Категория источников, в которой представлена сумма выбросов, указана в скобках.

В таблице 1.В.2.b ОФД приведена сумма величин выбросов NMVOC от всех операций с природным

газом, включая сжигание при добыче, подготовке, продувки и газоотведение.

Выбросы СО2, СН4 и N2O от сжигания природного газа для собственных нужд предприятий

учтены в подразделах 3.2.3.1 и 3.2.3.

- 80 -

3. Энергетика (Сектор 1 ОФД)

Рисунок 3.37 - Совокупный выброс парниковых газов в нефтегазовой отрасли РФ

Рисунок 3.38 -Динамика выбросов в нефтегазовой отрасли РФ

3.3.2 Характеристика категорий источников

3.3.2.1 Выбросы от твердых топлив (1.В.1)

3.3.2.1.1 Добыча угля подземным способом (1.В.1.а.1)

Выбросы при добыче угля подземным способом (1.В.1.а.1.i)

Выбросы метана при добыче угля подземным способом

Расчетные значения эмиссии СН4 при добыче угля подземным способом приведены на ри-

сунке 3.39. Значения выбросов приведены c учетом улавливания и утилизации (сжигания) ме-

тана (табл. 3.27). В 2020 г. эмиссия СН4 составила 1,2 млн. т (1 196,8 Гг) или 48,78% уровня

1990 года.

Динамика выбросов метана при добыче угля подземным способом обусловлена изменени-

ями в интенсивности угледобычи из-за экономической рецессии и последовавшей за ней ре-

структуризацией угольной отрасли (табл. 3.25), а также утилизацией удаляемого из шахт ме-

тана (табл. 3.27).

- 81 -

Национальный доклад о кадастре

Рисунок 3.39 - Выбросы метана при добыче угля подземным способом

Выбросы диоксида углерода при добыче угля подземным способом

Руководящие принципы МГЭИК упоминают о наличии СО2 в угольных пластах и приле-

гающих к ним пустотах, но не содержат методологии и параметров для количественной

оценки его выбросов (МГЭИК, 2006). Соответственно выполнить расчет выбросов СО2 при

добыче угля подземным способом не представляется возможным. Факельное сжигание уголь-

ного метана в Российской Федерации не производится: метан, извлеченный при дегазации

угольных шахт и пластов, сжигается в целях получения тепла и энергии и образующийся при

этом СО2 учитывается в подразделе 1.А (Сжигание топлив). Поэтому при представлении ин-

формации о выбросах СО2 в соответствующих таблицах ОФД были использованы условные

обозначения «NE» и «NA».

Выбросы от последующего обращения с углем, добытым подземным способом

(1.В.1.а.1.ii)

Выбросы метана от последующих операций с углем, добытым подземным способом

Расчетные значения эмиссии СН4 при последующем обращении с углем, добытым подземным

способом, приведены на рисунке 3.40. В 2020 году эмиссия метана составила 207,4 тыс. т. Доля

последующих операций с углем не превышает 10% общих выбросов СН4 от угледобычи.

Рисунок 3.40 - Выбросы СН4 от последующего обращения с углем,

добытым подземным способом

Выбросы диоксида углерода от последующих операций с углем, добытым подземным спо-

собом

- 82 -

3. Энергетика (Сектор 1 ОФД)

Руководящие принципы МГЭИК упоминают о возможном выделении диоксида углерода

в процессе окисления и внезапного возгорания извлеченного из шахт угля, но не содержат

методологии и параметров для количественной оценки этих выбросов (МГЭИК, 2006). Соот-

ветственно выполнить расчет выбросов СО2 от последующих операций с углем, добытым под-

земным способом, не представляется возможным. Поэтому при представлении информации о

выбросах СО2 в таблицах ОФД были использованы условные обозначения «NE».

Выбросы из выработанных и закрытых угольных шахт (1.В.1.а.1.iii)

В Российской Федерации при консервации выработанных и закрывающихся угольных

шахт предусмотрено обязательное их затопление водой. Эта операция выполняется в целях

безопасности, чтобы исключить образование и последующий выброс метана в атмосферу. Со-

гласно Руководящим принципам МГЭИК, затопленные угольные шахты не являются источ-

никами метана и диоксида углерода (МГЭИК, 2006). Соответственно оценка выбросов из вы-

работанных и закрытых угольных шахт не выполнялась. При представлении информации о

выбросах СО2 и CH4 в таблицах ОФД были использованы условные обозначения «NO».

3.3.2.1.2 Добыча угля открытым способом (1.В.1.a.2)

Выбросы при добыче угля открытым способом (1.В.1.а.2.i)

Выбросы метана при добыче угля открытым способом

Результаты расчетов показывают, что в 2020 г. эмиссия метана при добыче угля открытым

способом составила 1 114,7 тыс. т (Гг), что на 42,5% выше уровня 1990 г. (рис. 3.41).

Выбросы диоксида углерода при добыче угля открытым способом

Руководящие принципы МГЭИК упоминают о наличии СО2 в угольных пластах и приле-

гающих к ним пустотах, но не содержат методологии и параметров для количественной

оценки его выбросов (МГЭИК, 2006). Соответственно выполнить расчет выбросов диоксида

углерода при добыче угля открытым способом не представляется возможным. Поэтому при

представлении информации о выбросах СО2 в соответствующих таблицах ОФД были исполь-

зованы условные обозначения «NE».

Рисунок 3.41 - Выбросы СН4 от добычи угля открытым способом

Выбросы от последующих операций с углем, добытым открытым способом

(1.В.1.а.2.ii)

Выбросы метана от последующих операций с углем, добытым открытым способом

Расчетные значения эмиссии СН4 при последующем обращении с углем, добытым

открытым способом, приведены на рисунке 3.42. В 2020 году эмиссия СН4 составила

40,05 тыс. т.

- 83 -

Национальный доклад о кадастре

Рисунок 3.42 - Выбросы СН4 от последующего обращения с углем,

добытым открытым способом

Выбросы диоксида углерода от последующих операций с углем, добытым открытым спо-

собом

Руководящие принципы МГЭИК упоминают о возможном выделении диоксида углерода

в процессе окисления и внезапного возгорания извлеченного из шахт угля, но не содержат

методологии и параметров для количественной оценки этих выбросов (МГЭИК, 2006). Соот-

ветственно выполнить расчет выбросов СО2 от последующих операций с углем, добытым под-

земным способом, не представляется возможным. Поэтому при представлении информации о

выбросах СО2 в таблицах ОФД были использованы условные обозначения «NE».

3.3.2.1.3 Преобразование твердых топлив и другие операции (1.В.1.b и 1.В.1.с)

Расчеты выбросов парниковых газов от преобразования твердых топлив и других операций с

твердыми топливами не выполнялись в связи с отсутствием соответствующей методологии

МГЭИК (МГЭИК, 2006). Соответственно в таблицах 1.В.1.b и 1.В.1.c ОФД использованы

условные обозначения «NE» и «NA».

3.3.2.2 Выбросы при операциях с нефтью и газом (1.В.2)

Выбросы от утечек при операциях с нефтью (1.В.2.a)

Расчетные значения выбросов СО2, СН4 и N2O при операциях с нефтью приведены на ри-

сунках 3.43 - 3.45 соответственно. В 2020 г. совокупные выбросы СО2, СН4 и N2O от операций

с нефтью уменьшились относительно уровеня 1990 г. на 1,101% и достигли 35,4 млн. т (35 444

Гг) СО2-экв. Бурение, опробование и обслуживание действующих нефтяных скважин явля-

ется основным источником выбросов СО2 и составляет 98,5% совокупного выброса от опера-

ций с нефтью (рис. 3.43). Вклад добычи нефти и газового конденсата составляет 1,5 %.

Вклады остальных операций в совокупности не превышают 0,01 %. Добыча нефти и газового

конденсата определяет тенденцию выбросов метана: ее вклад в совокупную эмиссию при опе-

рациях с нефтью составляет в среднем 89,8 %. Доля бурения, опробования и обслуживания

нефтяных скважин в выбросах СН4 составляет 9 %. Первичная переработка (перегонка) и

транспорт нефти и газового конденсата по магистральным трубопроводам в сумме не превы-

шают 0,9 % (рис. 3.44).

- 84 -

Национальный доклад о кадастре

дает наибольший вклад в совокупный выброс СО2 (77,9 %). Доля транспорта и хранения при-

родного газа составляет 14,4 %. В 2020 г. выбросы СО2 при добыче, подготовке, транспорте,

хранении и распределении газа были ниже уровня 1990 года на 0,9 % (рис. 3.46).

Основной вклад в выброс СН4 - 61,9 % - вносят транспорт и хранение природного газа.

Заметный вклад вносит газораспределение (31,1 %). Доля утечек при добыче и подготовке

природного газа составляет 7,1 %. В 2020 г. совокупная эмиссия метана была ниже уровня

1990 года на 62,26% (рис. 3.47). При оценке выбросов от магистрального транспорта природ-

ного газа с 2017 г., учитывались данные измерений утечек метана при транспортировке газа,

проводимых ПАО «Газпром».

Рисунок 3.46 - Выбросы СО2 при операциях с природным газом

Рисунок 3.47 - Выбросы СН4 при операциях с природным газом

Выбросы от газоотведения и сжигания в факелах (1.В.2.с)

Выбросы СО2 и СН4 происходят при газоотведении в процессе добычи нефти и газового кон-

денсата, а также образуются при газоотведении во время транспорта природного газа по маги-

стральным трубопроводам. Национальные коэффициенты эмиссии метана и диоксида углерода,

использованные при расчете выбросов от транспортировки природного газа, включают оценку

потерь и при газоотведении. Поэтому отдельный расчет выбросов от газоотведения при транс-

порте природного газа не производился. Вместо этого был использован показатель «Учтено при

выполнении других расчетов» (IE). Кроме того, в настоящем разделе представлены оценки вы-

бросов CO2, CH4 и N2O при сжигании в факелах нефтяного (попутного) и природного газа при

технологических процессах добычи и первичной переработки нефти и природного газа

(рис. 3.48 - 3.50, соответственно). В кадастре этого года были введены новые национальные

- 86 -

3. Энергетика (Сектор 1 ОФД)

коэффициенты выбросов CO2 и CH4 от сжигания попутного нефтяного газа, в связи с чем был

выполнен перерасчёт выбросов для всего временного ряда от данной категории.

Сжигание нефтяного (попутного) газа является основным источником выбросов СО2 от га-

зоотведения и при сжигании в факелах - его доля составляет 99,26 % (рис. 3.48). В 2020 г.

выброс СО2 вырос на 93,7 % по сравнению с уровнем 1990 года. Динамику эмиссии метана

определяет газоотведение при добыче нефти и газового конденсата - 59,20 %. В 2020 г. вы-

брос СН4 был на 24,7 % выше, чем в 1990 году (рис. 3.49). Наибольший вклад в суммарную

эмиссию оксида диазота вносит сжигание нефтяного (попутного) газа (94,54 %). В 2020 г.

эмиссия N2О возросла на 84 %относительно 1990 года (рис. 3.50).

Рисунок 3.48 - Выбросы СО2 от газоотведения и при сжигании в факелах

Рисунок 3.49 - Выбросы СН4 от газоотведения и при сжигании в факелах

- 87 -

Национальный доклад о кадастре

Рисунок 3.50 - Выбросы N2О при сжигании в факелах

3.3.3 Методологические вопросы

3.3.3.1 Выбросы от твердых топлив (1.В.1)

3.3.3.1.1 Добыча угля подземным способом (1.В.1.а.1)

Данные о годовой добыче угля подземным способом приведены в таблице 3.25. Боль-

шая часть подземной угледобычи осуществляется в Северо-Западном и Сибирском федеральных

округах (табл. 3.25). Сокращение добычи в Северо-Западном, Приволжском и Уральском феде-

ральных округах связано с ее низкой экономической эффективностью и замещением угля при-

родным газом на объектах теплоэнергетики. В 2020 г. добыча угля подземным способом снизи-

лась на 41,2% по сравнению с уровнем 1990 года и составила 25,6% совокупной угледобычи в

Российской Федерации.

Выбросы СН4 рассчитывали по формуле 3.9, соответствующей уровню 2 (МГЭИК, 2006):

ECH

(3.9)

4 = ∑ (ADr • EFCS • CFCH4)

где: ECH

4 - величина выброса CH4, Гг; ADr - годовой объем добычи угля в зависимости

от региона добычи, 10⁶ т; EFCS - коэффициент эмиссии СН4 в зависимости от региона

добычи, м³ т^-1; CFCH

4- коэффициент пересчета объемных долей СН4 в весовые (0,67 •

10^-6 Гг м^-3 при плотности в условиях Т = 20° С и давлении 1 атм. по (МГЭИК, 2006))

Разработка угольных пластов сопровождается высвобождением и поступлением в подзем-

ные горные выработки метана (Газоносность, 1979; Малышев, Айруни, 1999). По данным о

метаноносности пластов, разрабатывавшихся в угольных бассейнах страны с 1990 по 2005 гг.

включительно, были определены национальные коэффициенты эмиссии метана (EFCS) при

добыче угля подземным способом (табл. 3.26) (Тайлаков, 2009).

Удаление и последующая утилизация шахтного метана при добыче угля подземным способом

Из угольных пластов и подземных шахт метан удаляется при помощи дегазации и прину-

дительной вентиляции. Утилизация СН4 выполняется в основном на шахтах Печорского

угольного бассейна (Северо-Западный федеральный округ), а с 2010 года - на шахтах Кузнец-

кого угольного бассейна (Сибирский федеральный округ). Динамика утилизации метана при-

ведена в таблице 3.27. С 1990 по 2007 гг. данные предоставлены угледобывающими компани-

ями, а с 2008 по 2020 гг. включительно - Минэнерго России. До 2009 г. применение дегазации

на угольных шахтах Российской Федерации было не обязательным. В 2009 г. вступили в силу

«Методические рекомендации о порядке дегазации угольных шахт». В 2011 г. Правительство

- 88 -

3. Энергетика (Сектор 1 ОФД)

Российской Федерации приняло Постановление № 315 «О допустимых нормах содержания взры-

воопасных газов (метана) в шахте, угольных пластах и выработанном пространстве, при превы-

шении которых дегазация является обязательной», согласно которому дегазация угольного пласта

обязательна, когда его природная метаноносность превышает 13 м³ т^-1 сухой беззольной массы.

Принятые нормативно-правовые документы способствовали увеличению утилизации СН4.

Таблица 3.25

Добыча угля подземным способом в Российской Федерации

Добыча по федеральным округам, млн. т

Годы

Северо-Запад-

Дальнево

Центральный

Южный

Приволжский

Уральский

Сибирский

ный⁽¹⁾

сточный

1990

10,9

29,3

28,9

3,20

8,2

84,1

10,8

1995

2,4

22,2

19,5

1,23

3,3

54,9

6,5

2000

0,7

18,4

9,7

0,02

2,3

55,6

2,9

2005

0,3

12,7

7,7

-⁽²⁾

1,3

77,9

3,2

2008

0,1

12,3

7,1

1,0

81,1

3,3

2009

0,1

11,2

4,9

0,2

86,1

4,3

2010⁽³⁾

0,1

12,7

4,7

0,5

82,5

3,3

2011⁽⁴⁾

12,9

5,2

0,1

77,6

4,8

2012⁽⁴⁾

13,0

5,6

0,1

80,2

6,7

2013⁽⁴⁾

13,2

4,7

0,0

77,5

5,7

2014⁽⁴⁾

12,3

5,9

81,6

5,4

2015⁽⁴⁾

13,9

5,2

78,6

5,9

2016⁽⁴⁾

10,0

4,2

82,4

5,8

2017⁽⁴⁾

8,3

5,8

85,8

5,5

2018⁽⁴⁾

9,3

5,3

88,4

5,2

2019⁽⁴⁾

9,6

5,4

86,4

5,7

2020⁽⁴⁾

5,5

81,6

¹⁾ Из данных угледобычи по Северо-Западному федеральному округу исключена Мурманская область, где

подземная добыча угля осуществляется вне территории России.

⁽²⁾Прочерк означает, что угледобыча прекращена.

⁽³⁾Получено ИГКЭ расчетным путем по данным о добыче угля с 1990 по 2009 гг. включительно.

⁽⁴⁾Данные Минэнерго Россиии ФГБУ «ЦДУ ТЭК».

Таблица 3.26

Коэффициенты эмиссии СН4 при добыче угля подземным способом (EFCS)

Величина EFCS,

Федеральный округ

Угольные бассейны

м³ • т^-1

Центральный

Подмосковный

8,0

Северо-Западный

Печорский

32,1

Южный

Донецкий

28,4

Приволжский

Кизеловский

13,8

Уральский

Махневско-Каменский и Челябинский

13,8

Горловский, Иркутский, Канско-Ачинский, Куз-

Сибирский

15,7

нецкий, Минусинский, Таймырский и Тунгусский

Беринговский, Буреинский, Зырянский, Ленский,

Омсукчанский, Партизанский, Раздольненский,

Дальневосточный

18,9

Сахалинский, Угловский, Ханкайский и Южно-

Уссурийский

- 89 -

Национальный доклад о кадастре

Таблица 3.27

Утилизация метана на шахтах (величина утилизированного СН4

при концентрации 100%, тыс. т)

Годы

1990

1995

2000

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Объем ути-

25,21

20,35

21,38

55,57

32,32

13,25

68,01

78,77

82,0

79,39

лизации

Годы

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Объем ути-

73,45

78,37

85,85

61,78

48,98

51,29

65,04

54,22

лизации

Выбросы от последующего обращения с углем, добытым подземным способом

(1.В.1.а.1.ii)

Последующее обращение с углем, добытым подземным способом, включает его складиро-

вание на поверхности и последующую транспортировку. Расчет выбросов СН4 от последую-

щего обращения с углем, добытым подземным способом, выполнялся по формуле 3.9, соответ-

ствующей уровню 2 (МГЭИК, 2006). По данным о метаноносности пластов, разрабатывавшихся

в угольных бассейнах страны с 1990 по 2005 гг. включительно, для каждого из федеральных

округов были определены национальные коэффициенты эмиссии СН4 (EFCS) (табл. 3.28). При

их расчете наряду с известными данными метаноносности угольных пластов также учитывался

вклад пластов-спутников (МГЭИК, 2006), величина которого была принята 10% для Печор-

ского угольного бассейна, где применяется предварительная дегазация угольных пластов, и

30% для всех других бассейнов (Газоносность угольных бассейнов, 1979).

Таблица 3.28

Коэффициенты эмиссии СН4 при последующем обращении с углем,

добытым подземным способом (EFCS)

Величина

Федеральный округ

Угольные бассейны

EFCS, м³ • т^-1

Центральный

Подмосковный

0,6

Северо-Западный

Печорский

1,1

Южный

Донецкий

7,3

Приволжский

Кизеловский

0,6

Уральский

Махневско-Каменский и Челябинский

0,6

Горловский, Иркутский, Канско-Ачинский, Кузнецкий,

Сибирский

3,0

Минусинский, Таймырский и Тунгусский

Беринговский, Буреинский, Зырянский, Ленский, Омсук-

Дальневосточный

чанский, Партизанский, Раздольненский, Сахалинский,

2,6

Угловский, Ханкайский и Южно-Уссурийский

3.3.3.1.2 Добыча угля открытым способом (1.В.1.a.2)

Добыча угля открытым способом ведется в четырёх федеральных округах (табл. 3.29). В

2020 г. открытым способом было добыто на 36,2% угля больше, чем в 1990 году. Доля угля,

добытого открытым способом, составила 74,4% общей угледобычи в Российской Федерации,

что объясняется более высокой рентабельностью разработки открытых угольных месторож-

дений. Расчеты СН4 выполнялись по формуле 3.9, соответствующей уровню 2 (МГЭИК,

2006). По данным о метаноносности пластов открытых выработок (разрезов), разрабатывав-

шихся с 1990 по 2005 гг. включительно, были определены национальные коэффициенты эмис-

сии метана (EFCS) для каждого федерального округа (табл. 3.30). При разработке учитывался

марочный состав газоносность и глубину залегания углей, добываемых на отдельных разре-

зах, а также, в соответствии с рекомендацией МГЭИК, использовался повышающий коэффи-

циент для учета дополнительной эмиссии метана из пластов-спутников (Газоносность уголь-

ных бассейнов, 1979; МГЭИК, 2006).

- 90 -

3. Энергетика (Сектор 1 ОФД)

Таблица 3.29

Добыча угля открытым способом в Российской Федерации

Объем добычи по федеральным округам, млн. т

Годы

Дальне-

Центральный

Северо-Западный

Приволжский

Уральский

Сибирский

восточный

1990

2,4

-⁽¹⁾

4,1

8,4

165,6

39,0

1995

1,2

1,5

5,7

116,5

27,3

2000

0,1

4,4

138,1

25,5

2005

0,2

3,3

162,0

29,3

2008

0,2

0,6

0,5

2,4

190,9

29,0

2009

0,2

0,5

0,3

1,8

168,1

23,5

2010⁽²⁾

0,2

0,9

0,4

1,6

186,4

28,4

2011⁽³⁾

0,3

0,5

0,3

1,9

206,2

26,8

2012⁽³⁾

0,2

0,6

0,5

1,8

217,3

28,5

2013⁽³⁾

0,3

0,7

0,6

1,7

220,1

27,5

2014⁽³⁾

0,3

0,8

0,6

1,5

222,0

28,6

2015⁽³⁾

0,3

0,7

0,2

1,1

233,8

34,3

2016⁽³⁾

0,3

0,7

0,0

1,0

232,7

36,5

2017⁽³⁾

0,2

0,7

0,2

0,7

240,5

63,4

2018⁽³⁾

0,2

0,7

0,0

261,2

68,9

2019⁽³⁾

0,2

0,6

262,3

71,2

2020⁽³⁾

0,1

0,3

225,6

⁽¹⁾Прочерк означает, что угледобыча прекращена.

⁽²⁾Получено расчетным путем по данным о добыче угля с 1990 по 2009 гг. включительно.

⁽³⁾Данные Минэнерго России и ФГБУ «ЦДУ ТЭК».

Таблица 3.30

Коэффициенты эмиссии СН4 при добыче угля открытым способом (EFCS)

Величина

Федеральный округ

Угольные бассейны

EFCS, м³ • т^-1

Центральный

Подмосковный

2,0

Северо-Западный

Печорский

6,0

Приволжский

Урало-Каспийский и Южно-Уральский

2,0

Уральский

Махневско-Каменский и Челябинский

2,0

Горловский, Иркутский, Канско-Ачинский, Кузнецкий,

Сибирский

5,5

Минусинский, Таймырский, Тунгусский и Улухемский

Буреинский, Западно-Камчатский, Зырянский, Ленский,

Омсукчанский, Партизанский, Раздольненский, Саха-

Дальневосточный

5,6

линский, Угловский, Ханкайский, Южно-Уссурийский и

Южно-Якутский

Выбросы от последующих операций с углем, добытым открытым способом

(1.В.1.а.2.ii)

Расчет выбросов СН4 при последующем обращении с углем, добытым открытым способом,

выполнялся по формуле 3.9 на основании данных о добыче угля (табл. 3.29), с использованием

рекомендуемых МГЭИК коэффициентов выбросов. Принятый метод расчета соответствует

уровню 1, величины использованных коэффициентов приведены в таблице 3.31 (МГЭИК, 2006).

- 91 -

Национальный доклад о кадастре

Таблица 3.31

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,

Сибирский

0,2

Минусинский, Таймырский, Тунгусский и Улухемский

Буреинский, Западно-Камчатский, Зырянский, Ленский,

Омсукчанский, Партизанский, Раздольненский, Саха-

Дальневосточный

0,2

линский, 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

3.32-3.34 (Российский статистический ежегодник, 2009; Российский статистический ежегод-

ник, 2014; Российский статистический ежегодник, 2021; Промышленность России, 2008, Про-

мышленность России, 2014 и др.).

Таблица 3.32

Показатели деятельности нефтяной отрасли Российской Федерации

Транспортировка по

Добыча нефти,

Добыча газового кон-

Первичная перера-

Годы

магистральным тру-

млн. т

денсата, млн. т

ботка нефти, млн. т

бопроводам, 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

2008

471,4

16,7

237

456,4

2009

478,3

16,1

237

474,4

2010

486,1

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

503,2

31,5

287

543,3

2016

515,2

32,6

285

543,4

2017

514,6

31,9

284

553,4

2018

523,3

32,2

292

561,0

2019

527,6

33,4

290

567,7

2020

478,7

34,4

275

509,5

– 92 -

3. Энергетика (Сектор 1 ОФД)

Показатели добычи и транспорта нефти были наименьшими в 1995 г., что обусловлено

экономическими причинами. Экономический рост после 1995 года сопровождался активиза-

цией экономической деятельности в нефтяной отрасли, и по большинству из показателей уро-

вень 1990 года в настоящее время достигнут или превышен (табл. 3.32).

Динамика добычи горючего природного газа (естественного) также отражает социально-

экономические изменения, происходившие в стране. В 2020 г. добыча природного газа уу-

меньшилась на 0,3 % по сравнению с 1990 годом, добыча попутного нефтяного газа увеличи-

лась на 138,15%. Показатели транспортировки газа по магистральным трубопроводам были

на 5,83 % ниже уровня 1990 г. (табл. 3.33).

Статистические данные по транспортировке природного газа включают как транспорти-

ровку газа, добываемого на территории Российской Федерации, так и транспортировку по

территории Российской Федерации природного газа, добываемого за рубежом, или транзит-

ного газа.

Таблица 3.33

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

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

2016

556,8

509,4

2017

605,2

548,8

2018

636,2

566,4

2019

643,7

551

2020

598,8

511,6

Таблица 3.34

Сжигание нефтяного (попутного) газа в факелах, млрд. м³

Годы

1990

1995

2000

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Объем

9,9

5,93

7,25

13,12

13,31

16,42

11,27

11,86

15,29

16,60

17,08

сжигания

Годы

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Объем

15,59

11,83

9,85

10,96

13,02

15,70

20,47

19,32

сжигания

ОАО «Газпром» при поддержке Правительства Российской Федерации осуществляет про-

грамму газификации субъектов Российской Федерации. Программа позволит использовать

природный газ в качестве альтернативы другим видам ископаемого топлива и обеспечит сни-

- 93 -

Национальный доклад о кадастре

жение выбросов парниковых газов. В результате проведенной работы средний уровень гази-

фикации в России к концу 2020 г. составил 71,4 %, в том числе в городах - 73,7 %, и в сель-

ской местности - 64,8 %¹⁸.

В целях обеспечения безопасности объектов нефтяной отрасли неиспользуемый нефтяной

(попутный) газ сжигается в факелах. Данные по его сжиганию приведены в таблице 3.34 (Рос-

сийский статистический ежегодник, 2009; Российский статистический ежегодник, 2021; Про-

мышленность России, 2014 и др.). В 2020 г. объем сжигания нефтяного (попутного) газа увели-

чился по сравнению с 1990 г. на 94,9 % (табл. 3.34). Энергетической стратегией России предусмот-

рено увеличение уровня полезного использования попутного газа до 95 %. В свою очередь, объем

попутного газа, сжигаемого в факелах, 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 уста-

новках и (или) рассеивании нефтяного (попутного) газа свыше 5%, производится в пятикратном

размере. Уровень полезного использования попутного газа в среднем по стране в 2020 г. составил

81,5 %, что на 0,6 % превышает уровень 1990 г. (Российский статистический ежегодник, 2021).

Выбросы парниковых газов и НМЛОС от бурения, опробования и обслуживания нефтяных

скважин, добычи природного газа, нефти и газового конденсата, первичной переработки

нефти и природного газа, транспорта нефти и газового конденсата, транспорта и хранения

природного газа и газораспределения рассчитывали по формуле 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 выбросов от добычи нефти и газового конденсата выполнялись совместно. Выбросы

от транспортировки рассчитывались отдельно для нефти и отдельно для газового конденсата с

допущением, что весь добытый газовый конденсат транспортируется по магистральным газо-

проводам. Утечки при газораспределении рассчитывались по данным об общем потреблении

газа, согласующимся с данными о его сжигании (раздел 1.A ОФД). Выбросы парниковых газов

от сжигания при нефтедобыче оценивались на основе данных о сожженном попутном газе. Вы-

числения производились последовательно для исключения двойного счета. В зависимости от

применения национальных коэффициентов расчет по формуле 3.10 соответствует уровню 1b

или уровню 2 (МГЭИК, 2006).

Данные о деятельности в единицах массы переводились в единицы объема по формуле

V=m/ρ, где V - данные о деятельности отрасли в объемных единицах, (тыс. м³), ρ - средневзве-

шенная плотность добываемой нефти/газового конденсата, (т • м^-3); m - данные о деятельности

отрасли в массовых единицах, (тыс. т). Для получения средневзвешенных значений плотностей

нефти и газового конденсата были проанализированы данные более 160 месторождений России.

Средневзвешенные значения плотностей нефти и газового конденсата составили 856,23 т • м^-3и

771,75 т • м^-3, соответственно (Демиденко, 2000; Демиденко, 2002; Уварова, 2012).

Учитывая химический состав и свойства добываемого природного газа, было принято, что

весь добытый газ перерабатывается на установках для нейтрального газа. Пересчет объемных

долей СН4 в весовые производился с использованием коэффициента пересчета (CFCH

4) вели-

чиной 0,667 г м^-3•10^-3, принятого для плотности метана в условиях Т = 20° С и давлении 1 атм.

(ГОСТ 30319.1-96).

В целях повышения качества оценок выбросов парниковых газов, были проведены иссле-

дования и разработаны национальные коэффициенты эмиссии СО2 и СН4 от отдельных кате-

горий источников российской нефтегазовой отрасли. Исследования выполнялись по заказу

¹⁸https://www.gazprom.ru/about/production/gas-infrastructure-expansion/

- 94 -

3. Энергетика (Сектор 1 ОФД)

Минэнерго России в 2016 году. Национальные коэффициенты учитывают стандартные усло-

вия, принятые в российской нефтегазовой отрасли, и получены на основе опубликованных дан-

ных литературы, результатов специальных исследований (Назаров и др., 1992; Векилов и

др.,1992; Dedikovetal., 1999; Эмиссии парникового газа, 2005; IEA, 2006, Уварова и др., 2017) и

данных, предоставленных ПАО «Газпром» об измерениях выбросов метана на газотранспорт-

ных объектах с 2017 по 2018 гг.

Разработанные национальные коэффициенты для операций с природным газом прошли не-

обходимую апробацию в соответствии с требованиями МГЭИК (МГЭИК, 2006; Уварова и др.,

2017; Uvarova etal., 2017). Их значения были использованы для расчета выбросов метана и ди-

оксида углерода от добычи и подготовки природного газа с 1990 до 2000 года. С 2000 г.,

«ПАО» Газпром» начал комплексную программу перевооружения газотранспортных объек-

тов. В 2000 году была принята «Концепция энергосбережения ОАО «Газпром» на 2001-2010

гг.», затем утверждена Концепция энергосбережения и повышения энергоэффективности

ОАО «Газпром» на период 2011-2020 гг. Мероприятия по сокращению потерь газа прописаны

в программах энергосбережения, которые утверждаются ПАО «Газпром» каждые 3 года,

кроме того постоянно реализуются программы реконструкции и технического перевооруже-

ния объектов транспорта газа, программы комплексного капитального ремонта линейной ча-

сти магистральных газопроводов. В связи с представлением ПАО «Газпром» официальных

данных об измерениях утечек метана в 2016-2018 гг., которые позволили оценить удельный

коэффициент выбросов метана от транспортировки прироного газа, и с учетом того, что ПАО

«Газпром» является единственным оператором газотранспортной системы в России, в ка-

дастре этого года были обновлены коэффициенты выбросов метана от магистрального транс-

порта природного газа в соответсвии с данными «ПАО» Газпром. С 2000 по 2017 год была

проведена линейная интерполяция значений национальных коэффициентов утечек метана в

соответсвии с Руководящими принципами МГЭИК (2006).

Специфика технологической деятельности российской газовой отрасли не позволяет опре-

делить национальные коэффициенты выбросов от отдельных операций, связанных с буре-

нием, опробованием и обслуживанием газовых скважин, а также добычей и первичной пере-

работкой добытого газа. Поэтому разработаны единые национальные коэффициенты СО2 и

СН4, которые охватывают эмиссию от утечек и газоотведения, связанных с газовыми скважи-

нами и первичной переработкой добытого газа. Также не представляется возможным разде-

лить эмиссии от утечек и газоотведения при осуществлении магистрального транспорта газа

по российской газотранспортной системе. Соответственно разработанные национальные ко-

эффициенты эмиссии включают выбросы от утечек и газоотведения при осуществлении га-

зотранспортных операций (Уварова и др., 2017; Uvarova et al., 2017, данные ПАО «Газпром» о

выбросах метана на газотранспортных объектах).

Аналогично разработаны единые коэффициенты эмиссии СО2 и СН4, которые охваты-

вают операции неэнергетического сжигания природного газа при его добыче и первичной

переработке (Уварова и др., 2017; Uvarova et al., 2017).

Также, в настоящем кадастре были разработанны национальные коэффициенты выбро-

сов CO2 и CH4 от сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках. Значения

полученных коэфициентов разработанны на основе данных о среднзевешенном среднемно-

голетнем составе сжигаемого попутного нефтяного газа в Российской Федерации. Нацио-

нальные коэффициенты выбросов CO2 и CH4 от сжигания попутного нефтяного газа в

России полученны на основе иследований (Попов и др., 2021).

Значения национальных коэффициентов эмиссии, использованных для расчета выбросов

метана и диоксида углерода от операций с природным газом в российском газовом секторе,

приведены в таблице 3.35. Выполненные в настоящем кадастре расчеты выбросов СО2 и СН4

от добычи, первичной переработки и транспорта природного газа соответствуют уровню 2

МГЭИК (МГЭИК, 2006).

- 95 -

Национальный доклад о кадастре

Таблица 3.35

Национальные коэффициенты эмиссии СО2 и СН4 для расчета выбросов от операций с

природным газом в настоящем кадастре

Вид деятельности

Коэффициент

Источник

(источник выбросов)

эмиссии СО2

эмиссии СН4

Добыча и первичная перера-

4,29 • 10^-6Гг • 10^-6

Уварова и др., 2017;

2,13 • 10^-4Гг • 10^-6 м^-3

ботка природного газа¹⁾

м^-3

Uvarova etal., 2017

Транспорт газа по маги-

Уварова и др., 2017;

стральным трубопроводам до

6,00 • 10^-3Гг • 10^-6 м^-3

Uvarova etal., 2017;

2000г. ²⁾

7,38 • 10^-6Гг • 10^-6

Данные ПАО «Газ-

Транспорт газа по маги-

м^-3

пром» о выбросах ме-

стральным трубопроводам с

1,72 • 10^-3Гг • 10^-6 м^-3

тана на газотранс-

2017г.²⁾³⁾

портных объектах

Сжигание в факелах при до-

Уварова и др., 2017;

5,68•10^-4 Гг • 10^-6

быче и первичной перера-

1,01 • 10^-7Гг • 10^-6 м^-3

Uvarova etal., 2017;

м^-3

ботке газа

¹⁾ Национальный коэффициент эмиссии охватывает выбросы в результате утечек и газоотведения

при бурении, опробовании и обслуживании газовых скважин, а также добыче и первичной перера-

ботке добытого газа (категории 1.В.2.b.1, 1.В.2.b.2 и 1.B.2.b.3 ОФД). Источник данных коэффициен-

тов: Уварова и др., 2017; Uvarova etal., 2017.

²⁾ Национальный коэффициент эмиссии охватывает выбросы в результате утечек и газоотведения

при транспорте газа по магистральным трубопроводам (категории 1.В.2.b.4 и 1.B.2.с.1.ii ОФД). Ис-

точник данных коэффициентов: Уварова и др., 2017; Uvarova etal., 2017.

3) Коэффициент эмиссии CH4 по данным ПАО «Газпром» был использован при оценке эмиссий с

2017г. С 2000 по 2017 гг. проводилась линейная интерполяция значений коэффициентов.

Коэффициенты эмиссии СО2 и СН4 для расчета выбросов при хранении и распределении

природного газа, N2O от его сжигания при добыче и первичной переработке и НМЛОС

(NMVOC) от операций с природным газом были взяты из таблицы 4.2.4 Руководящих принци-

пов МГЭИК (МГЭИК, 2006), в которой приведены величины, рекомендуемые для развитых

стран. Использование коэффициентов эмиссии для развитых стран обусловлено высоким тех-

нологическим уровнем газовой отрасли Российской Федерации. 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 нерегулируемом секторе экономики (Постановление Правительства Россий-

ской Федерации № 1205, 2010; Внутренний рынок газа, 2015). Производственно-техническая

деятельность газовой отрасли строго регламентируется 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 современное оборудование и передовые технологии, выполняются

регулярные модернизации оборудования, технический и экологический контроль (Lelieveld et

al., 2005; Реестр наилучших доступных технологий, 2014; Годовой отчет, 2015 и др.). По пока-

зателям технологической, экологической и энергетической эффективности российские газовые

компании не уступают ведущими западным нефтегазовым компаниям, а по ряду критериев пре-

восходят их (Lechtenbohmer et al., 2007; Программа инновационного развития, 2011 Патент на

изобретение, 2014 и др.). Объемы годовых выбросов CH4 в газовой отрасли контролируются

государственными органами (Росприроднадзор). Значения коэффициентов эмиссии СО2 и СН4

приведены в таблице 3.36, коэффициентов эмиссии N2O - в таблице 3.39 а коэффициентов эмис-

сии НМЛОС - в таблице 3.37. В таблице 4.2.4 приведен диапазон значений коэффициента эмис-

сии НМЛОС, для расчета выбросов взята средняя для диапазона величина, и ее значение при-

ведено в таблице 3.37 (использованы значения, соответствующие переработке низкосернистого

газа). Эти расчеты соответствуют уровню 1b МГЭИК (МГЭИК, 2006).

- 96 -

3. Энергетика (Сектор 1 ОФД)

Таблица 3.36

Коэффициенты эмиссии СО2 и СН4 для расчета выбросов при хранении природного газа и

газораспределении (МГЭИК, 2006)

Коэффициент

Вид деятельности (источник выбросов)

эмиссии СО2

эмиссии СН4

Хранение природного газа (товарный газ)

1,10 • 10^-7Гг • 10^-6 м^-3

2,50 • 10^-5Гг • 10^-6 м^-3

Газораспределение

5,10 • 10^-5Гг • 10^-6 м^-3

1,10 • 10^-3Гг • 10^-6 м^-3

Таблица 3.37

Коэффициенты эмиссии НМЛОС (NMVOC) для расчета выбросов от операций с

природным газом (МГЭИК, 2006)

Вид деятельности (источник выбросов)

Коэффициент эмиссии

Утечки

Добыча природного газа

3,21• 10^-4Гг • 10^-6 м^-3

Первичная переработка природного газа

3,45 • 10^-4Гг • 10^-6 м^-3

Утечки при транспорте газа по магистральным трубопроводам

7,00 • 10^-6Гг • 10^-6 м^-3

Утечки при хранении природного газа (товарный газ)

3,60 • 10^-7Гг • 10^-6 м^-3

Утечки при газораспределении

1,60 • 10^-5Гг • 10^-6 м^-3

Газоотведение

Газоотведение при транспорте газа по магистральным трубо-

4,60 • 10^-6 Гг • 10^-6 м^-3

проводам (товарный газ)

Сжигание в факелах

Сжигание в факелах при газодобыче

6,20 • 10^-7 Гг • 10^-6 м^-3

Сжигание в факелах при первичной переработке газа

9,60 • 10^-7 Гг • 10^-6 м^-3

Для расчета выбросов парниковых газов от операций с нефтью использовались рекомен-

дуемые МГЭИК для развитых стран коэффициенты эмиссии, значения которых приведены в

таблице 4.2.4 Руководящих принципов МГЭИК (МГЭИК, 2006). Значения коэффициентов

эмиссии СО2, СН4, N2O и НМЛОС (NMVOC), использованные для расчета выбросов от утечек

при операциях с нефтью, приведены в таблице 3.38, а значения коэффициентов эмиссии от

газоотведения и сжигания природного и нефтяного (попутного) газа - в таблице 3.39. Расчет

выбросов при добыче нефти и газового конденсата производился с использованием коэффи-

циентов эмиссии, рекомендуемых для обычной нефти, добываемой на суше. Использование

данных коэффициентов обусловлено тем, что в Российской Федерации основной объём

нефти добывается на суше и невозможно разделение статистических данных о добыче нефти

по каждому из её видов (МГЭИК, 2006).Если в таблице 4.2.4 был приведен диапазон значений

коэффициента, для расчета выбросов была взята средняя из диапазона величина, и ее значение

представлено в таблице 3.39. Использование средней величины диапазона коэффициента вы-

бросов также обусловленно многообразием условий добычи нефти на территории Российской

Федерации. Значение коэффициента эмиссии НМЛОС (NMVOC), использованное в расчетах

выбросов от газоотведения при добыче нефти и газового конденсата составляет 4,3 • 10^-4 Гг •

10^-3 м^-3 (таблица 4.2.4; МГЭИК, 2006). Выбросы от сжигания нефтяного (попутного) газа в фа-

келах рассчитывали с помощью разработанных национальных коэффициентов эмиссии для за-

регистрированных сожженных объемов газа млн. м³ ( Попов и др., 2021). Выполненные расчеты

соответствуют уровням 1b и 2 МГЭИК (МГЭИК, 2006).

- 97 -

Национальный доклад о кадастре

Таблица 3.38

Коэффициенты эмиссии для расчета выбросов от утечек при операциях с нефтью

(МГЭИК, 2006)

Вид деятельности

Коэффициент

(источник выбро-

эмиссии СО2

эмиссии СН4

эмиссии N2O

эмиссии NMVOC

сов)

3,30 • 10^-5 Гг • 10^-3 м^-

Бурение скважин

1,0 • 10^-4 Гг • 10^-3 м^-3

8,70 • 10^-7 Гг • 10^-3 м^-3

Опробование

5,10 • 10^-5 Гг • 10^-3 м^-

6,8 • 10^-8 Гг • 10^-3

9,0 • 10^-3 Гг • 10^-3 м^-3

1,20 • 10^-5 Гг • 10^-3 м^-3

скважин

м-3

Обслуживание

действующих

1,10 • 10^-4 Гг • 10^-3 м^-

1,9 • 10^-6 Гг • 10^-3 м^-3

1,70 • 10^-5 Гг • 10^-3 м^-3

нефтяных сква-

жин

Добыча нефти и

1,3 • 10^-4 Гг • 10^-3 м^-

1,80 • 10^-3 Гг • 10^-3 м^-

газового конден-

2,25 • 10^-3 Гг • 10^-3 м^-3(1)

(1)

сата

5,40 • 10^-6 Гг • 10^-3 м^-

Транспорт нефти

4,9 • 10^-7 Гг • 10^-3 м^-3

5,40 • 10^-5 Гг • 10^-3 м^-3

Транспорт газо-

1,10 • 10^-4 Гг • 10^-3 м^-

7,2 • 10^-6 Гг • 10^-3 м^-3

1,10 • 10^-3 Гг • 10^-3 м^-3

вого конденсата

Первичная пере-

2,18 • 10^-5 Гг • 10^-3 м^-

1,30 • 10^-3 Гг • 10^-3 м^-3

работка нефти

(1)

⁽¹⁾Использованна средняя величина из диапазона коэффициентов выбросов.

Таблица 3.39

Коэффициенты эмиссии для расчета выбросов от газоотведения и сжигания при операциях

с нефтью и природным газом (МГЭИК, 2006)

Коэффициент

Вид деятельности

эмиссии СО2

эмиссии СН4

эмиссии N2O

Газоотведение при до-

быче нефти и газового

9,5 • 10^-5 Гг • 10^-3 м^-3

7,2 • 10^-4 Гг • 10^-3 м^-3

конденсата

Сжигание в факелах при

Включено в нацио-

2,1 • 10^-8 Гг • 10^-6 м^-3

газодобыче

нальный коэффици-

Сжигание в факелах при

ент (таблица 3.34)

2,5 • 10^-8 Гг • 10^-6 м^-3

переработке газа

Сжигание в факелах

1,55 • 10^-2 Гг • 10^-6 м^-

нефтяного (попутного)

2,76 Гг • 10^-6 м^-3(1)

2,3 • 10^-5 Гг • 10^-6 м^-3(1)

(1)

газа

⁽¹⁾Национальный коэффициент эмиссии парниковых газов для зарегистрированных объё-

мов сожённого попутного нефтяного газа. Источник коэффициентов: Попов и др., 2021.

Использование коэффициентов эмиссии для развитых стран обусловлено высокими функ-

ционально-технологическими показателями нефтяной отрасли Российской Федерации, опе-

рационная деятельность которой осуществляется в условиях рыночной экономики. Производ-

ственно-техническая деятельность нефтяной отрасли строго регламентируется националь-

ными и международными технологическими и экологическими стандартами, нормативами и

- 98 -

3. Энергетика (Сектор 1 ОФД)

регламентами. По показателям технологической, экологической и энергетической эффектив-

ности российские нефтяные компании не уступают ведущими западным нефтегазовым ком-

паниям, а по ряду критериев превосходят их (Отчет в области устойчивого развития, 2019;

Экологический отчет, 2019; Седьмое национальное сообщение, 2018)¹⁹.

Стратегическим приоритетом ведущих нефтяных компаний Российской Федерации - ПАО

«НК «ЛУКОЙЛ», ПАО «НК Роснефть», ОАО «НК Славнефть», ПАО «Газпром нефть», ОАО

«Сургутнефтегаз» и других - является внедрение новейших разработок и технологий. Нефтя-

ными компаниями России используется современное оборудование и передовые технологии,

выполняются регулярные модернизации оборудования, технический и экологический кон-

троль. В большинстве нефтяных компаний внедрены системы экологического менеджмента,

соответствующие стандарту ISO 14001, приняты корпоративные программы долгосрочного

инновационного развития, энергосбережения и энергоэффективности, предусматривающие

использование высокотехнологичного оборудования и минимизацию негативного воздей-

ствия на окружающую среду на региональном уровне. В частности, Ханты-Мансийский авто-

номный округ - Югра (ХМАО-Югра), ведущий нефтедобывающий регион России (Зяблиц-

кая, 2012), в 2004 г. стал членом Глобального партнерства Всемирного банка по сокращению

сжигания попутного нефтяного газа. На форуме Глобальном партнерства в 2012 г. ХМАО-

Югра занял первое место в рейтинге лучших региональных программ по сокращению сжига-

ния попутного нефтяного газа на факелах. В настоящее время национальные коэффициенты

выбросов проходят дополнительные уточнения и апробацию, после чего они будут использо-

ваны в расчетах вместо коэффициентов эмиссии для развитых стран.

Выбросы NOx, CO и SO2 рассчитывали по методу уровня 1b МГЭИК на основе данных о

первичной переработке нефти (табл. 3.32) с использованием рекомендуемых МГЭИК величин

коэффициентов 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).

3.3.4 Оценка неопределенности и согласованность временных рядов

3.3.4.1 Выбросы от твердых топлив (1.В.1)

Оценку неопределенности данных о добыче угля в Российской Федерации в 2020 году про-

изводили на основе данных ФГБУ «ЦДУ ТЭК», Росстата (Российский статистический еже-

годник, 2021) и компании «Бритиш Петролеум» (British Petroleum, 2021)²⁰. Неопределенность

данных о добыче угля составляет 0,29%.

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-структур-

ные и технологические изменения, происшедшие в угольной отрасли. Наибольшая величина

неопределенности коэффициентов эмиссии СН4 при добыче угля подземным способом соста-

вила 4,1%, а стандартная ошибка их определения составила ±3,7. Неопределенность 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 вели-

чина неопределенности, полученная при анализе временных рядов коэффициентов эмиссии,

составила 4,2%, стандартная ошибка определения коэффициентов эмиссии - ±1,0, а неопре-

¹⁹https://www.gazprom-neft.ru/social/ecology/;

https://lukoil.ru/Responsibility/Ecology/environmentalprotection

https://lukoil.ru/Responsibility/SafetyAndEnvironment/Ecology/GasEmissionRegulation

²⁰http://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/statistical-review-of-world-energy.html

- 99 -

Национальный доклад о кадастре

деленность - 40,9%. Параметры неопределенности коэффициентов эмиссии для последую-

щего 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 1990 г. составила 16,4%, в 2020 г. -

20,6%, а неопределенность тенденции выбросов - 21,3%.

3.3.4.2 Выбросы при операциях с нефтью и газом (1.В.2.)

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). Не-

определенность разработанных национальных коэффициентов эмиссии составила 50% для

старых значений (Уварова и др., 2017) и 18% для значений, полученных по данным ПАО Га-

зпром о выбросах метана на газотранспортных объектах. Значения неопределённостей для

разработанных национальных коэффициентов выбросов CO2 и CH4 от сжигания попутного

нефтяного газа составили 23% и 36% соответственно. Данные о деятельности, включая объем

сожженного нефтяного (попутного) газа, были взяты из государственной статистической от-

четности Российской Федерации. Их ошибка не превышает 5 %. Величины неопределенности

коэффициентов эмиссии МГЭИК были взяты из таблицы 4.2.4 Руководящих принципов

МГЭИК (МГЭИК, 2006). Если в таблице предлагался диапазон неопределенностей, делалось

допущение о нормальном распределении величин в предложенном диапазоне, после чего вы-

числялось среднее для предложенного диапазона значение неопределенности. Наиболее вы-

сокая неопределенность в таблице 4.2.4 характерна для коэффициентов эмиссии оксида ди-

азота из-за сложного механизма его образования (Hayhurst и Lawrence, 1992; МГЭИК, 2006).

Однако, вклад N2O в совокупный выброс незначителен.

Неопределенность оценок выбросов по категории источников 1.В.2 в 1990 году составила

24,4%, а в 2020 году - 30,0 %, а неопределенность тенденции выбросов - 32,9 %.

Доминирующий вклад в обобщенную оценку неопределенности от нефтегазового сектора

вносят выбросы метана от газораспределения и добычи нефти и газового конденсата и вы-

бросы диоксида углерода от сжигания попутного нефтяного газа из-за их значительных абсо-

лютных величин.

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.

Специализированные проверки включали согласованность данных и параметров при рас-

чете выбросов во временном ряду с 1990 по 2020 гг. включительно. Перекрестная проверка осу-

ществлялась специалистами Росстата и Минэнерго России в процессе согласования кадастра.

- 100 -

3. Энергетика (Сектор 1 ОФД)

3.3.4.4 Перерасчеты и изменения, сделанные в ответ на рекомендации,

полученные при рассмотрении кадастра

В связи с использованием разработанных и введёных в текущем кадастре значений наци-

ональных коэффициентов эмиссии диоксида углерода и метана от сжигания попутного нефтя-

ного газа, был проведён перерасчёт эмиссий CO2 и CH4 от данной категории для всего вре-

менного ряда начиная с 1990 г.

Для выбросов метана от утечек и продувок при магистральном транспорте газа выполнен

перерасчёт эмиссий с 2017 по 2020 гг. по новым коэффициентам с использованием данных

ПАО «Газпром».

В ответ на рекомендации экспертов был указан дополнительный текст над таблицей 3.33

отражающий включение объёмов транзитного газа в общий объём транспортируемого газа в

Российской Федерации. Была добавлена дополнительная колонка источников коэффициентов

эмиссий к таблице 3.35. Также был добавлен текст после таблицы 3.37, обосновывающий ис-

пользование средних значений коэффициентов для добычи нефти и газового конденсата на

суше для развитых стран и добавлено примечение к таблице 3.38. Обоснование перехода к

коэффициентам для развитых стран отражено в тексте после таблицы 3.39

3.3.4.5 Планируемые усовершенствования

В настоящий момент ведутся работы по дальнейшему уточнению и сбору данных для раз-

работки национальных коэффициентов выбросов от продувок при добыче нефти и газового

конденсата. Будет проведен углубленный анализ рекомендаций, содержащихся в отчете о рас-

смотрении национального кадастра, представленного в 2020 году, и их учет при выполнении

оценок выбросов и разработке очередного кадастра.

- 101 -

Национальный доклад о кадастре

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 продукции

(2.А), химической промышленности (2.В), металлургии (2.С), использования растворителей и

неэнергетических продуктов из топлива (2.D), электронной промышленности (2.Е), использо-

вания фторированных заменителей ОРВ (2.F), а также производства и использования других

продуктов (2.G). Суммарная эмиссия парниковых газов по сектору в 2020 г. составила

241 732 Гг СО2-экв.

С 1991 по 1998 гг. наблюдалось устойчивое снижение выбросов парниковых газов в сек-

торе «Промышленные процессы», связанное с падением промышленного производства в Рос-

сийской Федерации. В 1998 г. уровень выбросов парниковых газов в промышленности был

минимальным и соответствовал 56,3% уровня 1990 г. С 1999 г. объем выбросов в промыш-

ленности постепенно увеличивался и достиг максимума в 2007 г. (76,0% от уровня 1990г.). В

2008 - 2009 гг. наблюдалось снижение выбросов парниковых газов в секторе «Промышлен-

ные процессы», связанное с падением производства из-за мирового экономического кризиса

и, в меньшей степени, со снижением удельных выбросов парниковых газов от таких источни-

ков, как производство аммиака, первичного алюминия, ГХФУ-22 и гексафторида серы. Вы-

брос парниковых газов в 2009 г. составлял 63,7 % от уровня промышленного выброса парни-

ковых газов в 1990 г. С 2010 г. наблюдается устойчивый рост выбросов от промышленного

сектора. В 2020 г. его объем составил 84,8% от уровня промышленного выброса парниковых

газов в 1990 г.

Производство и использование других продуктов (2.G)

Использование фторированных заменителей ОРВ (2.F)

300000

Электронная промышленность (2.E)

Использование растворителей и неэнергетических продуктов из топлива (2.D)

Металлургия (2.C)

250000

Химическая промышленность (2.B)

Производство минеральных материалов (2.A)

200000

150000

100000

50000

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

Рисунок 4.1 - Выбросы парниковых газов от сектора «Промышленные процессы»

в 1990-2020 гг., Гг СО2-экв.

Наиболее значительным источником выбросов в промышленном секторе является метал-

лургия. Ее вклад в суммарный выброс парниковых газов в промышленности в 2020 г. соста-

вил 44,4%. Следующим по значению источником является химическая промышленность. Ее

доля в суммарном выбросе - 30,3%. Доля выброса парниковых газов от производства мине-

ральных продуктов составляет 14,9%. Результаты инвентаризации выбросов парниковых га-

зов от сектора «Промышленные процессы и использование продуктов» представлены в таб-

лице 4.1 и на рисунке 4.1.

- 102 -

4. Промышленные процессы и использование продукции (Сектор 2 ОФД)

Таблица 4.1

Выбросы парниковых газов от сектора «Промышленные процессы и использование продуктов», Гг СО2-экв.

1990

1995

2000

2005

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Производство минеральных материалов

62311

32344

28324

36201

36516

39453

41440

42865

42406

39409

35581

36106

36896

36324

36005

Химическая промышленность

80709

47157

61330

58784

49448

47295

55949

59807

57067

54700

56017

66763

74789

68289

73365

Металлургия

138498

102314

105662

109815

104270

105063

108620

106067

107684

109100

108839

108923

107245

105460

107255

Использование растворителей и неэнергетических продуктов из топлива

2758

1331

1293

1234

1129

1189

1310

1217

1521

1612

1758

1421

1524

1730

2008

Электронная промышленность

Использование фторированных заменителей ОРВ

209

2007

5343

7023

8887

10422

11871

13122

14633

16508

18484

20535

21925

Производство и использование других продуктов

844

803

829

895

1049

1080

1030

1040

1117

1112

1167

1190

1203

1225

1155

Всего

285132

183987

197653

208945

197772

201120

217248

221430

221682

219065

218020

230928

240160

233589

241732

Национальный доклад о кадастре

4.2 Производство минеральных материалов (2.A)

4.2.1 Обзор

В этом субсекторе оцениваются выбросы CO2 от производства цемента (2.A.1), от производ-

ства строительной и технологической извести (2.A.2), от производства стекла (2.А.3), от произ-

водства керамических изделий (2.А.4а), от использования кальцинированной соды (2.A.4b), от

неметаллургического производства магнезии (2.A.4с) и от других видов использования карбона-

тов (2.A.4d).

Также оценивались выбросы SO2 от производства цемента и NMLOC от производства стекла.

Основными источниками выбросов парниковых газов в данном субсекторе являются произ-

водство цемента (2.A.1) и извести (2.A.2), выбросы СО2 от которых составили в 2020 г. 57,2% и

24,2% общего выброса парниковых газов от производства минеральных материалов (2.А). Вы-

бросы СО2 от других видов использования карбонатов(2.A.4d), производства стекла (2.А.3), про-

изводства керамических изделий (2.А.4а), неметаллургического производства магнезии (2.A.4с)

и использования кальцинированной соды (2.A.4b) в 2020 г. составили, соответственно, 8,1%,

5,2%, 3,2%, 1,3% и 0,9% от общего выброса СО2 в этом субсекторе. С 1990г. по 1998г. наблюда-

лось существенное снижение выбросов парниковых газов в субсекторе 2.А, связанное с падением

производства. В 1998г. общий выброс парниковых газов от производства продукции из мине-

рального сырья составлял 37,0% от уровня 1990г. С 1999г. наблюдался рост выбросов. В 2020 г.

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.

Таблица 4.2

Выбросы СО2 от производства продукции из минерального сырья, Гг.

1990

1995

2000

2005

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Производство цемента

34609

16646

15113

22256

22723

25129

26332

27281

26453

23171

20432

20512

20091

20306

20581

Производство извести

12501

7100

6891

7831

7540

7982

8418

8741

9300

9013

8852

8568

8666

8873

8711

Производство стекла

455

322

386

683

1544

1623

1725

1735

1729

1657

1734

1777

1826

1863

1864

Производство керамических изделий

2125

1203

941

1004

1163

1325

1493

1552

1613

1481

1253

1276

1224

1271

1156

Использование кальцинированной соды

1114

598

548

608

409

351

327

423

363

345

365

301

338

311

Неметаллургическое производство магнезии

2041

1583

1157

1294

1139

1178

1252

1170

1057

926

769

613

518

456

479

Другие виды использования карбонатов (использование доломитов для производства огнеупоров)

9464

4893

3288

2526

1998

1807

1869

2060

1831

2798

2195

2994

4271

3216

2904

Всего

62311

32344

28324

36201

36516

39453

41440

42865

42406

39409

35581

36106

36896

36324

36005

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 ис-

пользованием данных о производстве цементного клинкера - промежуточного продукта произ-

водства цемента, при получении которого и происходят выбросы CO2. Расчетная оценка выброса

СО2 проводилась по формуле 2.2 (МГЭИК, 2006). Коэффициент эмиссии рассчитывался с учетом

содержания СаО в клинкере в соответствии с методикой МГЭИК (IPCC, 2006).

- 104 -

4. Промышленные процессы и использование продукции (Сектор 2 ОФД)

Использовалось национальное значение содержания CaO в клинкере и поправочный коэффи-

циент (CKD Correction factor) по умолчанию (IPCC, 2000) 1,02.

В 2010 г. были выполнены работы по определению национального значения содержания СаО

в клинкере российского производства. Содержание СаО в клинкере определялось на основании

данных о содержании СаО в клинкере, полученных от 19 из 52 действующих цементных заводов

с долей в производстве клинкера, составляющей 61% суммарного производства клинкера в Рос-

сийской Федерации. Среднее значение содержания СаО в клинкере рассчитывалось как средне-

взвешенное с учетом объемов производства клинкера на заводах и составило 65,6%.

В 2020 г. по рекомендации группы экспертов РКИК ООН по проверке национальных кадаст-

ров выполнена актуализация этого параметра с учетом изменений, имевших место в цементной

промышленности Российской Федерации в течение последних 10 лет.

В 1990 - 2008 г. новые технологические линии и заводы с использованием современных вы-

сокотехнологичных линий не строились. Новые небольшие мощности вводились на отдельных

существовавших тогда предприятиях мокрого способа производства цемента. В 2008 - 2015 гг.

на фоне роста экономической активности в стране было введено в эксплуатацию 18 новых высо-

коэффективных технологических линий сухого способа производства мощностью 1,2 - 2,3 млн.

тонн цемента в год. Из них 9 введены в эксплуатацию за счет строительства новых предприятий

с новой сырьевой базой и 9 - за счет расширения действующих предприятий. Кроме того, в пе-

риод с 1990 по 2014 гг. выведено из эксплуатации 90 морально и физически устаревших техно-

логических линий общей мощностью 17 млн. тонн цемента в год, в том числе прекратили суще-

ствование 7 цементных заводов, построенных в 1950-е - 1970-е годы. В результате модернизации

цементной промышленности в 2008 - 2015 гг. доля энергосберегающих технологий в отрасли

выросла с 12,3% в 2008 г. до 54,8% в 2017 г. (Жарко В.И. и др., 2017, Василик Г.Ю., Еремина

Е.М., 2017).

Эти значительные изменения в отрасли и ее сырьевой базе потребовали пересмотра значения

национального содержания СаО в клинкере российского производства. Содержание СаО в клин-

кере определялось на основании данных о среднем содержании СаО в клинкере, полученных от

31 из 57 действующих цементных предприятий полного цикла с долей в производстве цемента,

составляющей 76% суммарного производства цемента в стране. Среднее значение содержания

СаО в клинкере рассчитывалось как средневзвешенное с учетом объемов производства цемента

на заводах и составило в 2017 г. 65,9%, что на 0,3% выше значения, полученного для 2008 г.

При расчете выбросов предполагалось, что значение содержания СаО в клинкере до 2009 г

составляло 65,6%, затем постепенно повышалось и в 2015 г. достигло современного значения -

65,9%.

Данные о производстве клинкера, полученные из базы данных Росстата, приводятся в таб-

лице 4.3.

Кроме того, оценивалась эмиссия диоксида серы от производства цемента. Оценка проводи-

лась на основе данных о выпуске цемента. Использован коэффициент выбросов 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 ко-

эффициент эмиссии СО2, равный 0,86 т СО2/т произведенной извести (IPCC, 2006).

Данные о производстве извести получены из базы данных Росстата и приводятся в таблице

4.4. Производство строительной извести, в силу относительно небольших объемов ее потребле-

ния, осуществляется на многочисленных, преимущественно маломощных, территориально рас-

средоточенных предприятиях. Технологическая известь выпускается как крупными, так и мел-

кими производителями, как правило, для собственных нужд. В государственной статистике Рос-

сийской Федерации отсутствуют детализированные данные о производстве жирной и доломито-

вой извести. При расчетах доля доломитовой извести в общем производстве извести принята

равной 15% - значение по умолчанию (IPCC, 2006).

- 105 -

Национальный доклад о кадастре

Таблица 4.3

Производство цементного клинкера в России, тыс. т

1990

1995

2000

2005

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

65830

31663

28746

42333

43155

47724

49933

51734

50164

43873

38687

38839

38040

38448

38968

Таблица 4.4

Производство извести в России, тыс. т

1990

1995

2000

2005

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

16309

9263

8991

10216

9837

10413

10983

11404

12133

11759

11549

11179

11305

11577

11364

Выбросы СО2 и НМЛОС от производства стекла (2.А.3)

Выбросы СО2 от производства стекла оценивались по методике уровня 2 МГЭИК (IPCC, 2006). Рас-

четы выполнялись по формуле 2.11 (IPCC, 2006). Расчеты выполнялись раздельно для различных видов

стекла с использованием коэффициентов выбросов и пропорции стеклобоя по умолчанию (IPCC,

2006).

Оценивались выбросы от производства листового, тарного стекла, а также, по рекомендации

группы экспертов МГЭИК, выполнена оценка выбросов от производства стекловолокна. Коэффици-

енты выбросов и пропорция стеклобоя, использованные для расчетов, приводятся в таблице 4.5.

Таблица 4.5

Коэффициенты выбросов и пропорция стеклобоя, использованные для оценки выбросов СО2 от

производства стекла

Коэффициент выбросов, т

Пропорция стеклобоя, %

СО

2/т

Листовое стекло

0,21

17,5

Тарное стекло

0,21

Стекловолокно

0,25

Оценка выбросов проводилась по данным Росстата о производстве различных видов архитектурно-

строительного стекла: строительного, термополированного, закаленного и трехслойного безосколоч-

ного (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 ви-

дов строительного стекла приводятся в таблице 4.7.

Учет выбросов от производства тарного стекла выполнен как для узкогорлой пищевой стеклянной

тары (бутылок), так и для широкогорлой стеклотары (тара стеклянная консервная). Данные об объемах

производства стеклянных бутылок и банок получены из базы данных Росстата.

Выбросы от производства стекловолокна оценивались на основе данных Росстата о производстве

теплоизоляционных изделий из стекловаты и стеклотканей (табл. 4.6). Эти данные частично представ-

лены в единицах веса, частично в единицах объема и площади. Оценка средней плотности стеклотка-

ней и стекловаты выполнена по данным строительных компаний. Для расчетов приняты следующие

значения: 50 кг/м³ для стекловаты и 50 г/м² для стеклотканей.

- 106 -

4. Промышленные процессы и использование продукции (Сектор 2 ОФД)

Таблица 4.6

Объемы производства строительного, технического, тарного стекла и изделий из

стекловолокна

1990

1995

2000

2005

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Строительное^1,3), млн. м²

144,5

61,4

40,2

34,9

59,6

71,8

67,8

63,4

82,5

99,6

107,6

110,1

110,9

114,1

100,7

Листовое термополированное^1,2)4), млн. м²

49,6

41,5

52,5

85,5

146,8

140,6

149,6

177,6

175,7

139,4

140,5

132,4

130,9

130,2

118,8

Трехслойное безосколочное¹⁾⁵⁾, млн. м²

2,8

1,6

1,7

2,3

2,5

2,9

2,7

3,3

3,5

4,7

5,2

5,8

5,1

Закаленное (сталинит)¹⁾⁶⁾, млн. м²

3,0

3,9

5,6

3,8

4,4

4,7

5,2

4,9

4,6

4,9

6,8

8,7

8,8

5,5

Бутылки⁷⁾, млн.шт.

1414

1769

3001

7115

10985

11682

12400

11160

10521

9994

10586

10404

9667

10682

11130

Банки. млн. шт.

414

518

773

1013

1566

1379

1725

1489

1588

1910

2002

2110

2187

2241

2729

Стеклохолст (стеклорогожка), тыс. м²

5247

58330

Ленты, ровинг (ровница) и пряжа из стекловолокна, стекловолокно рубленное, тыс. тонн

54,1

69,1

70,6

82,0

92,8

99,1

112,0

127,0

129,7

132,1

135,3

Стекловолокно непрерывное и изделия из него, тыс. тонн

35,9

108,5

Сетки, холсты, маты, матрасы, плиты и прочие изделия из стекловолокна, кроме тканей, тыс. м3

53113

58459

63119

62423

61738

64244

67314

74133

82944

81327

84776

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 полированной

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

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 листо-

вого стекла.

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 Федерации

пива, ликероводочной продукции, коньяка, виноградных, плодовых и шампанских вин оцени-

вался средний вес одной бутылки.

- 107 -

Национальный доклад о кадастре

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 4.8

Вес стеклянных бутылок, г

Вес бутылки

Вид бутылки

(Павлушкин, 1973)

Принято для расчета

Водочные

260-460

425

Винные

350-660

505

Шампанские

530-990

760

Пивные

370-480

360

Выбросы СО2 от других процессов с использованием карбонатов (2.А.4)

В этой категории источников оценивались выбросы от производства керамических изделий

(2.А.4а), использования кальцинированной соды (2.А.4b), неметаллургического производства

магнезии (2.А.4с), а также выбросы от других видов использования карбонатов (использование

доломитов в качестве огнеупоров) (2.А.4d).

Выбросы СО2 от производства керамических изделий (2.А.4а)

Выполнена оценка выбросов СО2 от производства керамических кирпичей, напольной, настенной

и фасадной керамической плитки, и керамических сантехнических изделий.

Оценка выбросов выполнялась с использованием методики уровня 1 МГЭИК (IPCC, 2006). Со-

держание карбонатов в глине принималось равным 10%, количество глины, используемой для произ-

водства керамики, рассчитывалось путем умножения веса продукции на коэффициент потерь по умол-

чанию - 1,1 (IPCC, 2006).

В расчетах использовались данные Росстата об объемах производства керамических кирпи-

чей и других аналогичных керамических изделий, облицовочной плитки и керамических сантех-

нических изделий (таблица 4.9), а также средний вес керамических изделий, полученный путем

анализа интернет-сайтов компаний-поставщиков строительных материалов (таблица 4.10).

Таблица 4.9

Производство керамических изделий в России.

1990

1995

2000

2005

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Керамические неогнеупорные кирпичи, блоки керамические для полов, плитки керамические несущие

или облицовочные и аналогичные изделия керамические, млн. условных кирпичей (1990 - 2000 гг. -

оценка)

11108

6299

4849

4930

5627

6408

7261

7534

7854

7125

5912

5965

5670

5917

5342

Плитки керамические глазурованные для внутренней облицовки стен, тыс. м²

29700

20663

29011

58832

57439

61356

65575

70373

71552

76653

71862

76192

71207

67971

68198

Плитки керамические для полов, тыс. м²

11300

6398

12574

41317

69960

83475

88243

92608

93177

91838

92348

97735

101310

105140

98171

Плитки керамические фасадные разных расцветок, тыс. м²

16800

4950

1576

654

756

1508

2282

2686

3229

3171

3410

7606

8976

9547

9151

Изделия санитарные керамические, тыс. шт.

6635

4407

5518

7742

11478

12354

12677

12976

12662

13880

14601

14763

15883

15351

13979

- 108 -

4. Промышленные процессы и использование продукции (Сектор 2 ОФД)

Таблица 4.10

Средний вес керамических изделий, кг

Условный кирпич

3,8

1 м² настенной керамической плитки

1 м² напольной керамической плитки

1 м² фасадной керамической плитки

Сантехническое керамическое изделие

Выбросы СО2 от использования кальцинированной соды (2.А.4b)

Выбросы от использования кальцинированной соды оценивались в соответствии с методикой

уровня 1 МГЭИК (IPCC, 2006). Использовался коэффициент выбросов по умолчанию, равный

0,415 т СО2/т использованной кальцинированной соды.

При оценке выбросов СО2 от использования соды предполагалось, что объем потребления соды в

России равен объему ее производства - экспорт + импорт. Использовались данные Росстата о произ-

водстве кальцинированной соды. Данные об объемах экспорта и импорта кальцинированной соды в

1996-2020 гг. получены из базы данных ФТС России. Данные об экспорте и импорте кальцинирован-

ной соды в 1990-1995 гг. отсутствуют. Поэтому потребление кальцинированной соды в стране в 1990-

1995 гг. оценивалось в предположении, что соотношение между ее потреблением и производством в

1990-1995 гг. было таким же, как и в 1996г. Данные о производстве, экспорте и импорте кальциниро-

ванной соды приводятся в таблице 4.11. Данные о внешней торговле с республиками Беларусь и Ка-

захстан предоставлены Росстатом.

Таблица 4.11

Производство, экспорт и импорт кальцинированной соды в России, тыс. т.

1990

1995

2000

2005

2010²⁾

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Производство

3240

1823

2201

2582

2670

2822

2807

2477

3052

3078

3234

3376

3416

3402

3348

Экспорт¹⁾

479,9

544,1

298,6

566,5

628,6

495,5

479,5

621,4

714,7

810,0

845

698

733

Импорт¹⁾

17,0

164,3

361,1

401,8

442,9

591,2

227,4

117,2

89,0

127,6

5,9

5,5

25,3

Количество кальцинированной соды, использованной для производства стекла

484

343

418

738

1594

1671

1775

1786

1781

1698

1777

1813

1853

1895

1890

¹⁾ По данным ФТС России с учетом данных о взаимной торговле с государствами-членами ЕАЭС. Дан-

ные приведены без учета взаимной торговли с Республикой Казахстан за июль - декабрь 2010 г. в связи с

отменой таможенного оформления товаров на российско-казахстанской границе с 1 июля 2010 г.

²⁾ С 2010г. карбонат динатрия (карбонат натрия, сода кальцинированная)

В национальном кадастре 2021 г. по требованию группы экспертов РКИК ООН по проверке

национальных кадастров во избежание двойного учета выбросов СО2 от производства стекла

(2.А.3) и использования кальцинированной соды (2.А.4b) выполнен перерасчет выбросов для

всего временного ряда с исключением выбросов СО2, связанных с использованием соды в про-

цессе варки стекломассы. Выбросы от использования кальцинированной соды при производстве

стекла должны учитываться в категории 2.А.3 Производство стекла.

Для этого была выполнена оценка объемов использования соды для производства стекла.

Удельный расход кальцинированной соды на производство стекла в среднем составляет 22,8

кг/100 кг стекла (21,7 - 23,9) (Павлушкин Н.М., 1973). Оценка объемов использования соды была

выполнена для всех видов стекла: архитектурно-строительного, тарного и стекловолокна. Ре-

- 109 -

Национальный доклад о кадастре

зультаты оценки представлены в таблице 4.11. Количество кальцинированной соды, использо-

ванной для производства стекла, вычиталось из общего количества кальцинированной соды, ис-

пользованной в стране, выбросы от которой учитываются в категории 2.А.4b.

Выбросы СО2 от неметаллургического производства магнезии (2.А.4с)

Выбросы СО2 от неметаллургического производства магнезии оценивались в соответствии с

методикой уровня 2 МГЭИК (IPCC, 2006) на основании данных об объемах добычи и использова-

ния в стране магнезита. 90% добываемого в стране магнезита используется для производства

магнезии (Сенаторов и др., 2006 - 2015). При этом 95% магнезита используется огнеупорной

промышленностью (намертво обожженный магнезит) (Романович, 1999). При его обжиге СО2

теряется полностью. 5% используется для производства кальцинированной магнезии, при про-

изводстве которой теряется 96-98% содержания СО2 (IPCC, 2006).

Практически весь магнезит добывается на месторождениях Саткинской группы в Челябин-

ской области (97,5% в 1996 г. (Романович, 1999) и 98,7% в 2004 (Аксенов, 2007)). Среднее содер-

жание MgCO3 на этих месторождениях составляет 93,5%.

При расчетах использовался коэффициент выбросов МГЭИК, основанный на соотношении

молекулярных весов магнезита и СО2 и равный 0,522 тонны СО2/тонну использованного магне-

зита.

В таблице 4.12 приводятся данные об объемах добычи магнезита в Российской Федерации (Се-

наторов и др., 2006 - 2015). Данные об использовании магнезита в 2016 г. отсутствуют, поэтому в

расчетах использовалась оценка, выполненная методом интерполяции. В 2017 - 2020 гг. данные об

объемах добычи магнезита получены из базы данных Росстата.

Таблица 4.12

Добыча магнезита в России, тыс. т

1990

1995

2000

2005

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017²⁾

2018

2019

2020

4654

3609

2637

2950

2575

2668

2816

2618

2238

1977

1579¹⁾

1258

1064

935

982

оценка

с 2017 г. Карбонат магния (магнезит) природный, магнезия и прочие оксиды магния

Выбросы СО2 от другого использования карбонатов (использование доломитов в качестве огне-

упоров) (2.А.4.d)

Выбросы СО2 от использования доломитов оценивались по методике уровня 2 МГЭИК (IPCC,

2006). Для оценки выбросов СО2 использовался коэффициент эмиссии по умолчанию, равный

0,477 тонн СО2/тонну доломита (IPCC, 2006), рассчитанный на основании стехиометрического

уравнения для химически чистых доломитов.

Выбросы СО2 от использования доломитов связаны с производством смолодоломитовых и

смолодоломит-магнезитовых огнеупоров, доломитового кирпича, заправочного материала

(устройство и ремонт отдельных частей мартеновских печей и конвертеров) преимущественно в

металлургии.

Оценка объемов использования доломитов в производстве огнеупорных материалов выпол-

нена в отчетах (Сенаторов и др., 2006 - 2015). Оценка объемов использования доломитов в про-

изводстве огнеупоров проводилась по объемам добычи доломитов для металлургии. Монито-

ринг добычи карбонатных пород для различных производств ведется в рамках Государственного

баланса запасов полезных ископаемых Российской Федерации. Около 5-10% добытых для ме-

таллургии доломитов используются не по назначению (Сенаторов и др., 2006). Поэтому в 1990 -

2010 гг. объем потребления доломитов в металлургии и для производства огнеупоров оценивался

как 92,5% от объемов добычи доломитов для металлургии. Начиная с 2011 г. доля доломитов,

используемых не по назначению, растет и в настоящее время составляет около 30 -35% (Сенато-

ров и др., 2012 - 2016). Оценки объемов потребления доломитов в металлургии и для производ-

ства огнеупоров приводятся в таблице 4.13. С 2010 при оценке выбросов СО2 используются дан-

ные Росстата о добыче доломитов.

- 110 -

4. Промышленные процессы и использование продукции (Сектор 2 ОФД)

Таблица 4.13

Расчет объемов использования доломитов в производстве огнеупорных материалов, млн. т.

1990

1995

2000

2005

2010¹⁾

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Объем добычи доломитов

23,6

12,2

8,2

6,3

5,0

4,6

5,4

5,9

6,2

9,5

7,5

10,2

14,6

11,0

9,9

Использование доломитов в металлургии

21,8

11,3

7,6

5,8

4,6

4,2

4,3

4,8

4,2

6,5

5,1

6,9

9,9

7,4

6,7

¹⁾ С 2010 г. объем добычи доломитов приводится по данным Росстата.

Используемые в промышленности доломиты не являются химически чистыми и в небольших

количествах содержат примеси некарбонатных, в том числе глинистых минералов, а также обло-

мочных частиц различного состава. При расчете выбросов СО2 вводился поправочный коэффи-

циент, учитывающий наличие некарбонатных примесей в доломитах, используемых в производ-

стве огнеупоров.

Для определения допустимого наличия примесей, использовались требования, предъявляе-

мые к доломитам, используемым в качестве сырья в черной и цветной металлургии.

Государственные стандарты определяют минимальное содержание MgO в доломитах, а также

максимально допустимое содержание в сырье некоторых примесей: в том числе СаО в доломи-

тах. Государственные стандарты для доломитов, используемых в металлургии и производстве

огнеупоров, представлены в таблице 4.14.

Таблица 4.14

Требования к доломитам, используемым в качестве сырья

при производстве огнеупоров

ТУ 14-8-232-77 Доломит

Конвертерные доломиты

86,92

11,72

92,78

дробленый для производства

конвертерных огнеупоров

Доломит для обжига и за-

ОСТ 1485-82 Доломит обож-

87,69

11,72

93,56

правки мартеновских печей

женный металлургический

Доломит для обжига и за-

ОСТ 1485-82 Доломит обож-

77,77

15,99

85,76

правки мартеновских печей

женный металлургический

Доломит для заправки и под-

ОСТ 1484-82 Доломит сы-

сыпки порогов мартеновских

54,89

15,99

62,89

рой металлургический

печей

Химически чистый доломит

21,86

30,41

100

Бирюлев Г.Н. и др.,1999

Для каждой области использования доломитов определялось среднее минимальное допусти-

мое содержание карбонатных пород в сырье. Для корректировки выбросов СО2 использовалось

среднее значение между чистыми (100%) доломитами и минимальным допустимым по ГОСТу

содержанием доломитов в сырье (табл. 4.15).

- 111 -

Национальный доклад о кадастре

Таблица 4.15

Среднее содержание чистых доломитов в карбонатном сырье,

используемом в металлургии, %

Среднее содержание карбонат-

Область использования

ных пород в сырье

Использование доломитов для производства огнеупоров

90,89

4.2.3 Оценка неопределенностей

В субсекторе 2.А оценка неопределенностей выбросов СО2 проводилась по методу уровня 1

МГЭИК (IPCC, 2000, 2006) для следующих источников:

 производство цемента;

 производство извести;

 производство стекла;

 другие процессы с использованием карбонатов;

 потребление кальцинированной соды.

Использовались формулы расчета неопределенностей от суммы и произведения независимых

случайных величин (Зайдель, 1985; IPCC, 2006).

Производство цемента. Неопределенность исходных данных Росстата о производстве клин-

кера составляет 3%. Неопределенности, связанные с принятыми по умолчанию параметрами рас-

чета выбросов СО2, составляют 6% для предположения о содержании СаО в клинкере, равного

65,6%, 2% для предположения о том, что весь СаО в клинкере получен в результате обжига из-

вестняка (IPCC, 2006). Установленное по умолчанию значение потерь цементной пыли при про-

изводстве клинкера, равное 2% (IPCC, 2006), в условиях устаревшего оборудования на россий-

ских цементных заводах может быть значительно выше. Неопределенность этого параметра до-

стигает 100%.

Полученная в результате расчетов общая неопределенность оценки выбросов СО2 от произ-

водства цемента составляет 8%.

Производство извести. Строительная и технологическая известь производится многими, в

том числе мелкими предприятиями, преимущественно для собственных нужд и не всегда учиты-

вается органами государственной статистики. Поэтому неопределенность данных Росстата об

объемах производства строительной и технологической принимается равной 30%.

Неопределенности, связанные с использованием установленных по умолчанию коэффициен-

тов выбросов, для жирной и доломитовой извести составляют соответственно 2% и 2% (IPCC,

2006).

Полученная в результате расчетов общая неопределенность оценки выбросов СО2 от произ-

водства извести практически полностью определяется неопределенностью исходных данных о

производстве извести и составляет 31%.

Производство стекла. Неопределенность данных о деятельности с учетом перевода в весовые

единицы составляет 10% для листового и тарного стекла и 20% - для стекловолокна. Неопреде-

ленность коэффициентов выбросов - 10% (IPCC, 2006). Неопределенность, связанная с долей

стеклобоя, составляет от 10 (для листового стекла) до 30% (для стекловолокна) (IPCC, 2006).

Суммарная неопределенность оценки выбросов СО2 от производства стекла по методике уровня

2 составляет 18%.

Другие процессы с использованием карбонатов. Неопределенность оценки объемов использо-

вания доломитов в обжиговых производствах составляет 7% (Сенаторов, 2006).

Неопределенность коэффициентов выбросов СО2 определяется неопределенностью содержа-

ния химически чистого доломита в реальных доломитах и составляет не более 3%, в связи с жест-

кими требованиями к качеству исходного минерального сырья, предъявляемыми действующими

стандартами и техническими условиями.

Полученная в результате расчетов общая неопределенность оценки выбросов СО2 от исполь-

зования доломитов составляет около 8%.

- 112 -

4. Промышленные процессы и использование продукции (Сектор 2 ОФД)

Потребление кальцинированной соды. Неопределенность выбросов СО2 при потреблении

кальцинированной соды полностью определяется неопределенностью данных об объемах по-

требления соды, так как коэффициенты выбросов определяются по стехиометрии.

Неопределенность данных о потреблении кальцинированной соды может достигать 20%, в

1990-1995 гг., так как отсутствуют данные об объемах экспорта и импорта кальцинированной

соды в этот период. В 1996-2020 гг. неопределенность выбросов СО2 от использования кальци-

нированной соды составляет не более 3%.

4.2.4 Оценка и контроль качества, перерасчеты и планируемые

усовершенствования

Для оценки и контроля качества применялись стандартные процедуры, включая контроль дан-

ных о деятельности и сравнение значений оценок выбросов за разные годы.

В настоящем кадастре выбросов парниковых газов выполнены незначительные корректи-

ровки выбросов СО2 в 2018 - 2019 гг. от производства стекла и использования кальцинированной

соды, связанные с корректировкой Росстатом данных о деятельности.

4.3 Химическая промышленность (2.B)

4.3.1 Обзор

Для субсектора «Химическая промышленность» проводилась оценка выбросов следующих пар-

никовых газов: СО2 от производства аммиака (2.B.1), карбида кальция (2.B.5.a) и карбида кремния

(2.B.5.b), диоксида титана (2.B.6), от нефтехимических производств (2.B.8); СН4 от производства кар-

бида кремния (2.B.5.b) и нефтехимических производств (2.B.8); N2O от производства азотной кис-

лоты (2.B.2), капролактама и глиоксаля (2.B.4). Кроме того, оценивались выбросы в атмосферу газов

с косвенным парниковым эффектом: СО, НМЛОС, SO2 от производства аммиака и NOx от производ-

ства азотной кислоты, выбросы SO2 от производства серной кислоты, НМЛОС, SO2, CO, NOx от про-

изводства технического углерода, НМЛОС от производства этилена, пропилена, полипропилена, по-

листирола, поливинилхлорида, полиэтилена, стирола, этилбензола и акрилонитрила (2.B.8). Также в

кадастре проводилась оценка выбросов от производства фторсодержащих соединений (2.В.9), а

именно оценка попутных выбросов трифторметана (ГФУ-23) при производстве хлордифторметана

(ГХФУ-22) (2.B.9.a), а также оценка фугитивных выбросов при производстве других галоидоуглево-

дородов и гексафторида серы (2.B.9.b).

Адипиновая кислота (2.B.3) в России не производится, Выбросы СО2 от производства кальци-

нированной соды (2.B.7) в Российской Федерации отсутствуют.

Результаты оценок выбросов парниковых газов представлены в таблице 4.16. В 1991-1998 гг.

наблюдалось снижение выбросов, связанное с падением производства. В 1996г. выбросы парни-

ковых газов в химической промышленности достигли минимального уровня и составляли 54,6%

от выбросов 1990г. В 2020 г. суммарные выбросы парниковых газов от химической промышлен-

ности составили 73365 Гг СО2-экв. или 90,9% от уровня 1990г.

Основным источником парниковых газов в химической отрасли являются выбросы СО2 от

производства аммиака, доля которых в 2020 г. составила 52,5%. Следующие по значимости ис-

точники парниковых газов - производство этилена, выбросы от которого составили 13,3% сум-

марного выброса парниковых газов в химической промышленности, и производство азотной кис-

лоты, выбросы N2O от которого составили 8,3% суммарного выброса парниковых газов в хими-

ческой промышленности. Выбросы метана от производства карбида кремния, метанола, этилена,

винилхлорида, окиси этилена, акрилонитрила и сажи (технического углерода) существенно ниже

и в 2020 г. составляли 0,8% суммарного выброса парниковых газов в химической промышленно-

сти. Выбросы от производства фторсодержащих соединений в 2020 г. составили 17755 Гг СО2 -

эквивалента, что составляет 24,2% суммарного выброса парниковых газов в химической про-

мышленности.

- 113 -

Таблица 4.16

Выбросы парниковых газов в химической промышленности, Гг СО2-экв

1990

1995

2000

2005

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Выбросы СО2 от производства аммиака

31411

24910

25396

28637

29001

30308

30103

30709

31241

31893

33490

34794

36147

37765

38540

Стоки СО2 при производстве карбамида

-3299

-2910

-2425

-3362

-4029

-4241

-4346

-4481

-4404

-4727

-5305

-5864

-6038

-6329

-6440

Выбросы СО2 от производства и потребления карбида кальция

634

335

418

316

150

147

128

123

113

Выбросы СО2 от производства карбида кремния

101

110

140

180

178

191

165

168

185

175

185

204

206

218

Выбросы СО2 от производства диоксида титана

6,7

5,4

5,1

3,6

Выбросы СО2 от производства метанола

1680

1020

1282

1972

1971

2102

2229

2359

2393

2411

2451

2735

2940

3035

2962

Выбросы СО2 от производства этилена

5214

3590

4249

4726

5355

5553

5174

6025

5387

6001

6277

6431

6724

7010

9459

Выбросы СО2 от производства винилхлорида (этилендихлорида/хлористого винила)

131

147

176

163

171

184

186

182

163

145

Выбросы СО2 от производства окиси этилена

539

363

395

467

414

391

364

383

340

231

224

244

255

468

482

Выбросы СО2 от производства акрилонитрила

121

152

140

142

144

146

147

149

158

157

156

170

151

Выбросы СО2 от производства сажи (технического углерода)

2537

816

1116

1786

1749

1902

1910

2006

2054

2162

2319

2514

2695

2509

2410

Всего СО2

39060

28401

30776

35014

35093

36654

36081

37622

38489

39954

41363

43250

45005

47954

Выбросы СН4 от производства карбида кремния

Продолжение таблицы 4.16

1990

1995

2000

2005

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Выбросы СН4 от производства метанола

144

110

169

180

191

202

205

207

210

235

252

260

254

Выбросы СН4 от производства этилена

174

120

142

158

179

185

173

201

180

200

209

214

224

234

315

Выбросы СН4 от производства винилхлорида (этилендихлорида/хлористого винила)

0,25

0,15

0,28

0,34

0,31

0,33

0,35

0,36

0,35

0,31

0,28

Выбросы СН4 от производства окиси этилена

Выбросы СН4 от производства акрилонитрила

0,54

0,41

0,37

0,68

0,63

0,64

0,65

0,66

0,67

0,71

0,70

0,76

0,68

Выбросы СН4 от производства сажи (технического углерода)

1,45

0,47

0,64

1,02

1,00

1,09

1,15

1,18

1,24

1,33

1,44

1,54

1,44

1,38

Всего СН4

359

239

287

370

393

410

408

446

425

444

455

487

517

546

624

Выбросы N2O от производства азотной кислоты

3590

2283

2549

3481

4388

4557

4468

4640

4546

4946

5178

5396

5308

5605

6054

Выбросы N2O от производства капролактама

621

425

662

827

884

972

884

930

823

876

961

984

1043

1037

978

Выбросы N2O от производства глиоксаля

Всего N2O

4211

2708

3211

4308

5271

5529

5352

5569

5370

5822

6139

6380

6352

6642

7032

Выбросы ГФУ-23 от производства ГХФУ-22

35937

15426

26399

17862

8196

4399

9079

11489

13124

9452

9150

17987

24203

15661

17378

Фугитивные выбросы от производства ГФУ-23

2,12

0,36

0,23

0,14

0,75

0,72

0,24

1,72

4. Промышленные процессы и использование продукции (Сектор 2 ОФД)

4.3.2 Методика расчетов

Выбросы СО2 от производства аммиака (2.B.1)

В настоящем кадастре оценка выбросов СО2 от производства аммиака была рассчитана в соот-

ветствии с методикой Уровня 2 МГЭИК (IPCC, 2006), использующей в качестве исходных данных

для расчета объем потребления природного газа в качестве сырья для производства азотоводород-

ной смеси. Расчет базировался на данных по объемам производства аммиака и удельному потреб-

лению природного газа для агрегатов по производству аммиака, работающих на предприятиях

азотной промышленности России. Эти данные были переданы научно-исследовательской фирмой

«Азотэкон». Они охватывают от 72% (в 1990г.) до 95-99,5% (в 2000-2014 гг.) суммарных объемов

производства аммиака в Российской Федерации (по данным Росстата). Следует отметить, что с

2000 до 2013 г. наблюдалось постепенное снижения удельного потребления природного газа на

производство 1 тонны аммиака: если в 1990 г. оно составляло для различных агрегатов 1228 - 1780

м³/т, то в 2013г. - 973 - 1344 м³/т. По полученным данным было рассчитано средневзвешенное

удельное потребление природного газа для производства 1т аммиака.

При подготовке настоящего кадастра выбросов парниковых газов была выполнена актуализа-

ция этого показателя. Для этого в 2020-2021 гг. на все 15 предприятий-производителей аммиака

были направлены запросы об объемах производства аммиака и удельном расходе природного газа

в 2019 г. для всех работающих на предприятиях агрегатах. Ответы получены от 13 предприятий,

доля которых в производстве аммиака в стране в 2019 г. составляла 94,5%.

Полученные данные показывают, что удельное потребление природного газа на производство

аммиака продолжает снижаться и составляет в настоящее время от 963 до 1324 м³/т, причем для

большинства агрегатов (71% производства аммиака) удельное потребление природного газа не

превышает 1100 м³/т.

По предоставленным данным была выполнена оценка средневзвешенного удельного потребле-

ния природного газа при производстве аммиака в стране, которая составила в 2019 г. 1068,1 м³/т.

Для периода 2015 - 2018 гг. данные предприятий отсутствуют и удельное потребление природного

газа для этого периода времени оценивалось по тренду.

С учетом полученных новых данных был выполнен перерасчет выбросов СО2 от производства

аммиака в 2015 - 2019гг.

Значения средневзвешенного удельного потребления природного газа (по данным предприя-

тий) и данные об объемах производства аммиака (Росстат) приводятся в таблице 4.17.

Коэффициент выбросов рассчитывался по формуле:

EF = CCF • COF • 44/12,

где: ССF - коэффициент углеродного содержания природного газа по умолчанию, равный

14,836 кг/ГДж;

COF - коэффициент окисления углерода, равный 1,0 (сектор Энергетика).

Национальное значение коэффициента углеродного содержания природного газа разрабо-

тано с учетом физико-химических характеристик товарного газа, транспортируемого по маги-

стральным трубопроводам и поступающего потребителям.

Помимо выбросов СО2, для производства аммиака оценивались выбросы НМЛОС, СО и SO2.

Для этой оценки использовались коэффициенты выбросов по умолчанию (IPCC, 1996), равные, со-

ответственно, 4,7 кг НМЛОС/т аммиака, 7,9 кг СО/ т аммиака и 0,03 кг SO2/т аммиака.

Согласно указаниям МГЭИК (IPCC, 2006), для получения выбросов СО2, следует из об-

щего количества СО2, образовавшегося при производстве аммиака, вычесть количество СО2,

извлечённого для последующего производства карбамида.

Количество СО2, необходимое для производства карбамида, оценивалось на основе данных

Росстата об объемах производства карбамида (таблица 4.17) и расходного коэффициента, рав-

ного 0,733 т СО2/на тонну произведенного карбамида (IPCC, 2006). Стоки СО2 при производ-

стве карбамида представлены в таблице 4.16.

- 117 -

Таблица 4.17

Производство синтетического аммиака, удельное потребление природного газа для

производства аммиака и производство карбамида в России

1990

1995

2000

2005

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Объем производства аммиака¹⁾²⁾, тыс. т

12592

9657

10640

12473

13295

13924

13836

14434

14600

15152

16181

17100

18077

19224

19618

Удельное потребление природного газа, м³/т

1356

1402

1298

1249

1186

1183

1157

1163

1144

1125

1106

1087

1068

Объем производства карбамида, тыс. т

4500

3970

3309

4586

5497

5786

5929

6113

6009

6449

7238

8000

8237

8635

8786

¹⁾ с 2010г. аммиак безводный

²⁾ с 2017г. аммиак

Выбросы N2O от производства азотной кислоты (2.B.2)

Производство азотной кислоты сопровождается выбросами закиси азота, как побочного про-

дукта каталитического окисления аммиака при высокой температуре. Оценка выбросов N2O от

производства азотной кислоты проводилась с использованием методики Уровня 1 МГЭИК (IPCC,

2006). Расчет проводился в соответствии с уравнением 3.5 МГЭИК, использовался коэффициент

эмиссии по умолчанию, выбранный из коэффициентов, приведенных в таблице 3.3. В России все

производства азотной кислоты оснащены установками по каталитической очистке выбрасывае-

мых в атмосферу газов (Пископпель, 2001). Поэтому для расчетов был выбран коэффициент эмис-

сии N2O, равный 2 кг N2O/т азотной кислоты (IPCC, 2006).

Выбросы NOx оценивались по методике МГЭИК (IPCC, 1996). В связи с тем, что в конце

80 - начале 90 годов в России были выведены из эксплуатации старые производства азотной

кислоты, использующие процесс под атмосферным давлением (Пископпель, 2001), при рас-

четах использовался коэффициент эмиссии по умолчанию для технологических процессов

под высоким давлением, равный 0,55 кг NOx/ т азотной кислоты.

Получение данных об объемах производства азотной кислоты в России столкнулось с

трудностями, связанными с тем, что статистика не учитывает выпуск слабой (неконцентриро-

ванной) кислоты, перерабатываемой на предприятиях - производителях в другую продукцию.

Полностью учитывается производство товарной слабой кислоты и производство крепкой кис-

лоты. Неконцентрированная азотная кислота, как правило, используется для внутризавод-

ского применения и практически не транспортируется. Мощности по ее производству сбалан-

сированы с мощностями по переработке: производству аммиачной селитры, сложных удоб-

рений, получаемых азотнокислым или азотно-сернокислотным разложением фосфатного сы-

рья и для других целей.

Объем неконцентрированной азотной кислоты, используемой в производстве удобрений,

может быть оценен косвенно, по имеющимся данным об объемах производства минеральных

удобрений. В национальном кадастре выбросов парниковых газов выполнен расчет количе-

ства азотной кислоты, использованной для производства нитратных и комплексных мине-

ральных удобрений. Оценено количество азотной кислоты, которое было использовано для

производства аммиачной селитры, нитратов натрия и кальция, а также комплексных мине-

ральных удобрений: азофоски и нитроаммофоски.

Для оценки количества азотной кислоты, переработанной в нитрат аммония (аммиачную се-

литру), нитраты кальция и натрия использовались расходные коэффициенты, рассчитанные по

стехиометрическим соотношениям. Для оценки количества азотной кислоты, затраченной на

производство нитроаммофосфатов, применялся единый расходный коэффициент, рассчитан-

ный для производства нитроаммофоски и равный 0,135 т (в единицах N) азотной кислоты на 1

т (в единицах P2O5+N) нитроаммофоски (Соколов, 2003). Такое упрощение не должно привести

к большим погрешностям ввиду сходства технологических схем производства и существенного

преобладания объемов производства нитроаммофоски. С 1998г. объем производства нитроам-

мофоски в России составляет более 95% объема производства всех нитроаммофосфатов, а в

2009г. - 100%. Для перевода метрических тонн нитроаммофоски в тонны P2O5+N применялся

- 118 -

4. Промышленные процессы и использование продукции (Сектор 2 ОФД)

коэффициент 0,35; для перевода метрических тонн азотной кислоты в тонны азота - коэффици-

ент 0,22. Расходные коэффициенты, использованные для оценки количества азотной кислоты,

затраченной на производство минеральных удобрений, приводятся в таблице 4.18.

Таблица 4.18

Коэффициенты расхода азотной кислоты на производство минеральных удобрений, т/т.

Расходные коэффициенты

Нитрат аммония

0,786

Нитрат кальция

0,768

Нитрат натрия

0,741

Нитроаммофоска (азофоска)

0,215

Общее производство азотной кислоты, приведенное в таблице 4.20, складывается из дан-

ных статистики и результатов расчета количества азотной кислоты, использованной для про-

изводства минеральных удобрений (таблица 4.19). Поскольку Росстат приводит данные о про-

изводстве азотной кислоты в моногидрате, то для перевода объемов производства в 100%

азотную кислоту они умножались на пересчетный коэффициент, равный 0,7778.

Таблица 4.19

Производство азотных и комплексных удобрений и оценка количества азотной кислоты,

использованной для этого производства, тыс. т

1990

1995

2000

2005

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Производство нитрата аммония

6614

4096

4667

6059

7968

8245

8032

8401

8222

9030

9446

9855

9616

10205

11101

Производство нитрата кальция

2,6

3,2

11,3

6,6

4,6

6,9

12,2

30,1

50,3

83,1

107,5¹⁾

137,6¹⁾

163,8¹⁾

192,6¹⁾

Производство нитрата натрия

23,3

8,4

17,9

32,7

21,2

22,1

21,5

21,2

23,6

22,1

22,9

22,6

23,7

21,6

Производство нитроаммофосфатов

1180

1922

1845

3071

3775

3912

3842

3856

3771

3876

3936

4025²⁾

4095²⁾

4178²⁾

4253²⁾

Расход азотной кислоты

5469

3640

4080

5454

7094

7341

7159

7457

7313

7985

8351

8710

8560

9062

9803

- оценка ИГКЭ. С 2017 г. информация о производстве нитрата кальция (селитры кальциевой)

Росстатом не разрабатывается.

- оценка ИГКЭ.

Таблица 4.20

Производство азотной кислоты, тыс. т

1990

1995

2000

2005

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Крепкая, в моногидрате¹⁾³⁾

649,2

227,7

205,6

162,9

117,2

121,3

131,2

127,7

114,6

108,2

117,7

113,6

98,9

81,6

81,1

Слабая, в моногидрате⁴⁾

63,3

17,4

47,5

334,6

226,9

271,4

303,3

293,7

291,1

295,0

316,1

327,3⁵⁾

346,9⁵⁾

359,3⁵⁾

365,9⁵⁾

Слабая, использованная на производство минеральных удобрений

5469

3640

4080

5454

7094

7341

7159

7457

7313

7985

8351

8710

8560

9062

9803

Всего, 100%- кислота²⁾

6023

3831

4277

5841

7362

7646

7497

7784

7628

8299

8688

9053

8906

9405

10158

¹⁾ 1990г. - оценка ИГКЭ

²⁾Округленные значения

- 119 -

Национальнй доклад о кадастре антропогенных выбросов из источников и абсорбции поглотителями парниковых газов (1990-2020 год) - часть 3