1 ІННОВАЦІЙНИЙ ЦЕНТР «ЕКОСИСТЕМА» ЗАТВЕРЖЕНО: Виконавчий директор ТОВ «Інноваційний центр «Екосистема», Перший Віце-президент Спілки екологічних аудиторів України __________________ Данилкіна І.Л. ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА про виконання роботи за проектом «Проведення аналізу залежності викидів парникових газів від об’ємів та структури антропогенної діяльності за перший період дії Кіотського протоколу» Етап 2: «Моделі залежностей викидів ПГ від об’ємів діяльності в кожній категорії, залежності між об’ємами викидів та структурою ВВП, включаючи аналіз розроблених моделей» (Відповідно до договору ғ 2013.31 від 28.10.2013) Дата подання: 02.12.2013 Київ 2013
206
Embed
United Nations Development Programme€¦ · 1 ІННОВАЦІЙНИЙ ЦЕНТР «ЕКОСИСТЕМА» ЗАТВЕРЖЕНО: Виконавчий директор ТОВ...
This document is posted to help you gain knowledge. Please leave a comment to let me know what you think about it! Share it to your friends and learn new things together.
Transcript
1
ІННОВАЦІЙНИЙ ЦЕНТР «ЕКОСИСТЕМА»
ЗАТВЕРЖЕНО:
Виконавчий директор
ТОВ «Інноваційний центр «Екосистема»,
Перший Віце-президент Спілки
екологічних аудиторів України
__________________ Данилкіна І.Л.
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА про виконання роботи за проектом
«Проведення аналізу залежності викидів парникових газів від
об’ємів та структури антропогенної діяльності за перший
період дії Кіотського протоколу»
Етап 2:
«Моделі залежностей викидів ПГ від об’ємів діяльності в кожній
категорії, залежності між об’ємами викидів та структурою ВВП,
включаючи аналіз розроблених моделей» (Відповідно до договору ғ 2013.31 від 28.10.2013)
засоби та інші машини та механізми1A4сiii Риболовля – спалювання
на мобільних засобах1A5bi Авіаційні мобільні засоби1A5bii Водні мобільні засоби1A5biii Інші мобільні засоби
1B1ai1 Видобуток1B1ai2 Емісії пластового газу на етапі
після видобутку1B1ai3 Закриті підземні шахти
1B1ai4 Горіння дренованого метану або
перетворення метану до CO2
1B1aii1 Видобуток1B1aii2 Емісії пластового газу на етапі
після видобутку
1B2aiii2 Видобування й підвищення якості
1B2aiii3 Транспортування
1B2aiii4 Переробка
1B2aiii5 Розподіл нафтопродуктів
1B2aiii6 Інші
1B2aiii1 Розвідка1B2bi Вентилювання та скидання газу в атмосферу
1B2bii Факельне спалювання1B2biii1 Розвідка1B2biii2 Видобування1B2biii3 Підготовка до транспортування1B2biii4 Транспортування та зберігання1B2biii5 Розподіл1B2biii6 Інші
1C1a Трубопроводами
1C1b Водним транспортом
1C1c Інше (необхідно явно визначити)
1C2a Закачування
1C2b Зберігання
1C3 Інше
1C2 Закачування та зберігання
1C1 Транспортування СО2
1C Транспортування та зберігання СО2
1B3 Інша емісія від виробництва енергії
1B2biii Всі інші
1B2b Природний
газ
1B2aiii Всі інші
1B2a Нафта
1B2ai Вентилювання та скидання газу
в атмосферу1B2aii Факельне спалювання
1B1aii Поверхневі шахти
1B1ai Підземні
шахти1B1a Видобуток
і обробка
вугілля1B1 Тверді
палива
1B2 Нафта і
Природний газ
1B Летуча
емісія від
палив
1A1a Підприємства з виробництва
виключно електричної та теплової енергії1A1 Паливно-
енергетична
промисловість
1A2 Обробна промисловість
та будівництво
1A3a Цивільна авіація
1A3bi Автомобілі
1A3bii Легкі вантажівки1A3b Дорожній
транспорт
1A3c Залізничний транспорт
1A3d Водна навігація
1A3e Інше транспортування
1A3 Транспорт
1A4a Сфера послуг та управління
1A4b Житлові будинки
1A4c Сільське та лісове господарство/
рибництво та риболовля
1A4 Інші сектори
економіки
1A5 Не визначений1A5a Не визначений стаціонарний1A5b Не визначений мобільний1A5c Багатосторонні операції
1A Діяльність
спрямована
на отримання
теплової
енергії шляхом
спалювання
палива
Національнівикиди
парникових
газів
1B1b Неконтрольоване згоряння й палаючі вугільні відвали
1A1ai Виробництво електроенергії
1A1aii Комбіноване виробництво
теплової та електричної енергії(ТЕЦ)
1A1aiii Котельні1A1b Нафтопереробка
1A1c Виробництво твердих палив та інша
паливно-енергетична промисловість
1A1ci Виробництво твердих палив1A1cii Інша паливно-енергетична
промисловість
1A2a Виробництво чавуну, сталі та феросплавів
1A2b Кольорова металургія
1A2c Хімічні виробництва
1A2d Паперова маса, папір та видавнича діяльність
1A2e Продукти харчування, напої та тютюнові вироби
1A2f Неметалеві мінерали
1A2g Обладнання транспортних засобів
1A2h Механізми
1A2i Видобування корисних копалин за виключенням
паливно-енергетичних ресурсів
1A2j Деревина та продукція її переробки
1A2k Будівництво
1A2l Текстильна продукція та продукція з натуральних шкір та хутра
1A2m Інша промисловість
1A3ai Міжнародна авіація1A3aii Внутрішня авіація
1A3bi1Легкові автомобілі
з 3-тактним каталізатором1A3bi2 Легкові автомобілі
без 3 тактного каталізатора
1A3bii1 Легкі вантажівки з
3-тактними каталізаторами
1A3bii2 Легкі вантажівкі
без 3-тактних каталізаторів1A3biii Важкі вантажівки
та автобуси1A3biv Мотоцикли1A3bv Емісія випару від транспортних засобів1A3bvi Каталізатори на сечовині
засоби та інші машини та механізми1A4сiii Риболовля – спалювання
на мобільних засобах1A5bi Авіаційні мобільні засоби1A5bii Водні мобільні засоби1A5biii Інші мобільні засоби
1B1ai1 Видобуток1B1ai2 Емісії пластового газу на етапі
після видобутку1B1ai3 Закриті підземні шахти
1B1ai4 Горіння дренованого метану або
перетворення метану до CO2
1B1aii1 Видобуток1B1aii2 Емісії пластового газу на етапі
після видобутку
1B2aiii2 Видобування й підвищення якості
1B2aiii3 Транспортування
1B2aiii4 Переробка
1B2aiii5 Розподіл нафтопродуктів
1B2aiii6 Інші
1B2aiii1 Розвідка1B2bi Вентилювання та скидання газу в атмосферу
1B2bii Факельне спалювання1B2biii1 Розвідка1B2biii2 Видобування1B2biii3 Підготовка до транспортування1B2biii4 Транспортування та зберігання1B2biii5 Розподіл1B2biii6 Інші
1C1a Трубопроводами
1C1b Водним транспортом
1C1c Інше (необхідно явно визначити)
1C2a Закачування
1C2b Зберігання
1C3 Інше
1C2 Закачування та зберігання
1C1 Транспортування СО2
1C Транспортування та зберігання СО2
1B3 Інша емісія від виробництва енергії
1B2biii Всі інші
1B2b Природний
газ
1B2aiii Всі інші
1B2a Нафта
1B2ai Вентилювання та скидання газу
в атмосферу1B2aii Факельне спалювання
1B1aii Поверхневі шахти
1B1ai Підземні
шахти1B1a Видобуток
і обробка
вугілля1B1 Тверді
палива
1B2 Нафта і
Природний газ
1B Летуча
емісія від
палив
1A1a Підприємства з виробництва
виключно електричної та теплової енергії1A1 Паливно-
енергетична
промисловість
1A2 Обробна промисловість
та будівництво
1A3a Цивільна авіація
1A3bi Автомобілі
1A3bii Легкі вантажівки1A3b Дорожній
транспорт
1A3c Залізничний транспорт
1A3d Водна навігація
1A3e Інше транспортування
1A3 Транспорт
1A4a Сфера послуг та управління
1A4b Житлові будинки
1A4c Сільське та лісове господарство/
рибництво та риболовля
1A4 Інші сектори
економіки
1A5 Не визначений1A5a Не визначений стаціонарний1A5b Не визначений мобільний1A5c Багатосторонні операції
1A Діяльність
спрямована
на отримання
теплової
енергії шляхом
спалювання
палива
Національнівикиди
парникових
газів
1B1b Неконтрольоване згоряння й палаючі вугільні відвали
Рисунок 2.2 Джерела викидів парникових газів в секторі «Енергетика» відповідно до
Керівних принципів 2006
У 2011 році основна частка викидів припадала на спалювання органічного палива –
біля 86%, а на витоки – 14%.
15
2.1.2. Аналітичні моделі розрахунку викидів ПГ від стаціонарних джерел при
спалюванні органічного палива, методологія та загальні показники викидів ПГ
Розрахунок викидів в цій категорії здійснюється на сьогодні окремо для потужних
електростанцій та інших джерел викидів (Додаток 2 Національного кадастру).
Для цього використовуються аналітичні залежності виду (2.1) - (2.2).
При розрахунках викидів певних видів ПГ по окремих джерелах за формулою (2.1)
в якості базового показника використовуються обсяги спаленого палива та питомі
коефіцієнти викидів на одиницю спаленого палива. Відповідне рівняння має вигляд:
KBFCB fuelGHGfuelfuelGHG ,, , (2.1)
де:
B fuelGHG , — обсяг викидів (кг) певного парникового газу (йому відповідає індекс
GHG) при спалюванні певного палива (індекс fuel);
FC fuel — обсяг спаленого палива з індексом fuel (ТДж);
KB fuelGHG,
— коефіцієнт викиду по умовчанню певного парникового газу при
спалюванні певного палива (кг ПГ/Тдж). Для СО2 цей коефіцієнт
враховує коефіцієнт окислення вуглецю, який менше 1, для інших
видів ПГ він приймається рівним 1.
Для розрахунку загального обсягу викидів певного парникового газу наведену
вище формулу використовують для кожного газу, а потім розраховані обсяги викидів
підсумовують по галузях економіки, згідно (2.2), по яких розраховуються викиди ПГ:
fuels
fuelGHGGHG BB ,, (2.2)
де:
BGHG — обсяг викидів (кг) певного парникового газу (йому відповідає індекс
GHG) від стаціонарних джерел при спалюванні всіх палив;
fuels
fuelGHGB ,
—
Сума обсягів викидів (кг) певного парникового газу (GHG) при
спалюванні кожного з палив (з індексом fuel), які використовуються
в розрахунках.
Перехід до СО2екв. здійснюється згідно формули (1.2).
Особливості розрахунків викидів у цій категорії є такими:
1. Для потужних електростанцій при розрахунках викидів СО2 враховувались
фактична якість палива та технологічні коефіцієнти окислення палива по окремих
електростанціях.
2. Для інших джерел викидів при стаціонарному спалюванні органічного палива, для
розрахунку викидів СО2 для вугілля та природного газу визначались національні
коефіцієнти вмісту в них вуглецю, а інші коефіцієнти приймались за умовчанням.
16
3. При розрахунку інших видів ПГ використовувались коефіцієнти за умовчанням.
Для потужних електростанцій використовувались дані, отримані з запитів від них.
Для інших джерел викидів в якості джерела інформації використовувалась
головним чином форма національної звітності 4-МТП [8], а також паливно-енергетичні
баланси України, які складають Держкомстат України та Міжнародне енергетичне
Агентство.
Через специфіку побудови форми 4 – МТП та спрощення процедур розрахунків
викидів ПГ від стаціонарних джерел, була розроблена та застосовується національна
методика та аналітичні моделі їх розрахунку (Додаток 2 Національного кадастру), що
обумовлює певні проблеми стосовно забезпечення можливості підтримки коректності
трендів викидів ПГ по галузях економіки і практично унеможливлює використання
отриманих значень для прогнозування викидів по галузях економіки країни.
Інформацією стосовно витрат органічного палива в Україні є форма статистичної
звітності 4–МТП, яка складається з 5 розділів, з яких для розрахунків використовується
інформація з трьох розділів 3, 4 та 5, структура яких наведена в таблицях 2.1 – 2.3.
У розділах вказані найменування енергетичних матеріалів та продуктів
перероблення нафти та інших видів первинного палива (графа А), одиниці виміру (графа
Б), код рядка (графа В) та код за «Номенклатурою видів промислової продукції» (графа Г).
У розділі 3 зазначається, скільки енергетичних матеріалів та продуктів
перероблення нафти всього витрачено на перетворення (графа 1), у тому числі за типами
енергетичних підприємств (графи 2-11), а також витрати на власне споживання
енергетичним сектором (графа 12) (табл. 2.1).
У розділі 4 до графи «використано для неенергетичних цілей» (графа 1)
записуються об'єми енергетичних матеріалів та продуктів перероблення нафти, що
використовуються: як сировина на виробництво хімічної, нафтохімічної та іншої
непаливної продукції та як матеріал для непаливних потреб. До графи «кінцеве
споживання» (графа 2) записуються об'єми використання паливних ресурсів за усіма
напрямками споживання (графи 3-8), за винятком витрат палива, врахованих
енергетичним сектором та використаних для неенергетичних цілей. Також у розділі
вказано скільки реалізовано населенню (включаючи працівників підприємств) (графа 9)
(табл. 2.2).
У розділі 5 зазначаються втрати енергетичних матеріалів та продуктів
перероблення нафти всього (графа 1) та втрати при видобутку та виробництві,
транспортуванні, розподілі та зберіганні, перетворенні, переробці та втрати через
невикористання, відсутність обліку та з інших причин (графи 2-6) (табл. 2.3)
17
Таблиця 2.1 – Структура розділу 3 форми статистичної звітності 4–МТП «Споживання енергетичних матеріалів та продуктів перероблення
нафти енергетичним сектором»
Види
пали
ва
Одини
ці
Вимір
у
Код
ряд
ка
Витрачено
на
перетворе
ння
всього
гр(2+...+11
)
у тому числі за типами енергетичних підприємств Витрати на
власне
споживанн
я
енергетичн
им
сектором
Підпри
ємствами
по
виробниц
тву
брикетів
Підпри-
ємствами
по
виробниц
тву
коксу
Газови
ми
підпри
ємства
ми
Доме
нним
и
печам
и
Нафто-
переробни
ми
підпри-
ємствами
Електро-
станціями
загального
користува
ння
Електро-
станціями
підприєм
ств
Електро-
станціями
комбінован
ого
виробництв
а
Котел
ь-
ними
Iншими
підприє-
мствами
та
установка
ми
А Б В 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Таблиця 2.2 Структура розділу 4 форми статистичної звітності 4–МТП «Кінцеве споживання енергетичних матеріалів та продуктів
перероблення нафти»
Види
Палива
Одиниці
Виміру
Код
рядка
Використано
для
неенерге-
тичних
цілей
Кінцеве
споживання
гр(3+…+8)
у тому числі
Реалізовано
населенню
(включаючи
працівників
підприємств)
на
виробництво
промислової
продукції
на сільсько-
господарськи
роботи
(продукцію)
на
діяльність
транспорту
На
будівництво
на
торгівельну
діяльність,
ресторанне
господарство
інші
потреби
А Б В 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Таблиця 2.3 Структура розділу 5 форми статистичної звітності 4–МТП «Втрати енергетичних матеріалів та продуктів перероблення нафти при
видобутку та виробництві, перетворенні, переробці, транспортування та розподілі»
Види
палива
Одиниці
виміру
Код
рядка
Втрати
палива
всього
У тому числі
Втрати при
видобутку та
виробництві
Втрати при
транспортуванні,
розподілі та зберіганні
втрати при
перетворенні (із
загальної кількості
використаного
палива)
Втрати при переробці в
непаливну продукцію (із
загальної кількості
використаного палива)
Втрати через
невикористання,
необлік та з інших
причин
А Б В 1 2 3 4 5 6
18
Особливістю форми 4 – МТП є те, що витрати палива надаються по основному
ВЕД організації, що звітує. В той час як організації надають інформацію по використанню
палива згідно фактичних напрямків їх використання згідно класифікатору економічної
діяльності (див. табл.. 2.2). Тому без складних процедур трансформації національної
статистики, з використанням форм статистичної звітності 11 – МТП, відомчої статистики,
отримати коректні оцінки обсягів спаленого палива в тій чи іншій категорії неможливо.
Тому для розрахунків використовуються спрощені підходи, при цьому, якщо при
інвентаризації за 2010 рік при розрахунках викидів CH4 та N2O враховувались напрямки
використання палива, то при останній інвентаризації за 2011 рік застосовувався підхід,
який передбачає, що обсяги палива, яке споживається при s виді економічної діяльності
(ВЕД) згідно форми 4 – МТП, s=1÷S, розраховується як сума їх значень у графах 7 - 12
розділу 3 та графи 2 розділу 4, з урахуванням втрат на перетворення (формула П.2
Національного кадастру [10]).
З використанням формул, аналогічним формулі (2.1), розраховуються викиди по
окремих видах ПГ (формула (П.1) Національного кадастру [10] для розрахунку викидів
СО2 та (П.3) для інших видів ПГ).
Викиди ПГ в категорії «Стаціонарне спалювання» за перший період дії зобов’язань
Кіотського Протоколу наведені у таблиці 2.4., а динаміка їх зміни в таблиці 2.5.
Таблиця 2.4 – Викиди ПГ у категорії «Стаціонарне спалювання» за перший період дії
зобов’язань Кіотського Протоколу, Гг
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 1 182,15 0,09 0,01 1186,748
2009 865,33 0,07 0,01 868,4076
2010 967,91 0,08 0,01 971,7069
2011 1 102,45 0,21 0,01 1109,329
Таблиця 2.5 – Динаміка змін викидів ПГ у категорії «Стаціонарне спалювання» за перший
період дії зобов’язань Кіотського Протоколу, %
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 100,00 100,00 100,00 100,00
2009 73,20 75,11 61,07 73,18
2010 81,88 84,62 81,19 81,88
2011 93,26 232,58 91,75 93,48
Графік динаміки зміни викидів за перший період дії зобов’язань Кіотського
Протоколу у цій категорії представлений на рисунку 2.3.
19
Рисунок 2.3 Графік динаміки зміни викидів ПГ у категорії «Стаціонарне спалювання» за
перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
2.1.3 Аналіз змін методології та рівні викидів ПГ у категорії «Виробництво
електроенергії і тепла станціями загального користування» у перший період дії
зобов’язань Кіотського протоколу
У таблиці 2.6 наведені зміни у методології у категорії «Виробництво електроенергії
і тепла станціями загального користування» у перший період дії зобов’язань Кіотського
Протоколу, згідно Національних кадастрів за 2008 – 2011 роки.
У таблиці 2.7. наведені загальні викиди у категорії «Виробництво електроенергії і
тепла станціями загального користування» за перший період дії зобов’язань Кіотського
протоколу, а в таблиці 2.8. динаміка їх змін.
20
Таблиця 2.6 – Зміни у методології розрахунків викидів ПГ у категорії «Виробництво електроенергії і тепла станціями загального
користування» у перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу.
2008 2009 2010 2011
Викиди визначались за
методами рівня 1 Переглянутих
принципів МГЕЗК 1996. Для
всіх видів палива
використовувалися коефіцієнти
викидів МГЕЗК за
замовчуванням.
Для розрахунків
використовувалися статистичні
дані з форми статистичної
звітності
ғ 4-МТП.
Для розрахунків викидів СН4 та
N2O були прийняті коефіцієнти
викидів за замовчуванням
відповідно до Переглянутих
принципів МГЕЗК 1996.
Викиди визначались за методами
рівня 1 та рівня 2 Переглянутих
принципів МГЕЗК 1996.
Використовувалися коефіцієнти
викидів МГЕЗК за замовчуванням,
національні коефіцієнти та
специфічні коефіцієнти для
джерела викидів (для
електростанцій).
Використовувалися національні
коефіцієнти вмісту вуглецю для
природного газу.
Для розрахунку викидів від
теплових електростанцій України
у 2003-2009 рр.
використовувалися детальні дані
щодо споживання вугілля, його
теплотворної здатності, а також
дані щодо втрат тепла внаслідок
механічного недопалу по кожній
ТЕС.
В розрахунках використовуються
індивідуальні для кожної станції
значення коефіцієнтів вмісту
вуглецю та коефіцієнтів
окислення вуглецю для вугілля.
Для оцінки викидів інших газів,
окрім СО2, при спалюванні
вугілля, природного газу та мазуту
Методика розрахунків не
змінилася.
Було уточнено національні
коефіцієнти вмісту вуглецю
для природного газу,
приймаючи до уваги
природний газ
внутрішнього видобування.
Для розрахунку викидів СО2 та
інших парникових газів окрім
СО2 від конденсаційних
електростанцій (КЕС) України в
2003-2011рр.
використовувалися детальні
дані, отримані від кожної КЕС
та від ДП
«УкрНДІвуглезбагачення», та
розраховані національні
коефіцієнти вмісту вуглецю в
вугілля, окислення вугілля та
нижчої теплотворної здатності.
21
Продовження таблиці 2.6.
2008 2009 2010 2011
на ТЕС, використовувалися
коефіцієнти другого рівня на
основі даних щодо технологій
спалювання, які наведені у
Переглянутих Принципах
МГЕЗК 1996.
Для інших видів палива при
оцінці викидів не СО2 газів
використовувалися коефіцієнти
викидів за замовчуванням
відповідно до використаної
методики розрахунку.
В таблицях ЗФЗ
використовувалися наступні
коефіцієнти викидів:
CO2
(т/ТДж)
Рідке паливо 76,41
Тверде
паливо 94,51
Газоподібне
паливо 55,82
CH4
(кг/ТДж)
Рідке паливо 3,03
Тверде
паливо 1,01
Газоподібне
паливо 1,01
В таблицях ЗФЗ
використовувалися наступні
коефіцієнти викидів:
CO2
(т/ТДж)
Рідке паливо 76,41
Тверде
паливо 91,52
Газоподібне
паливо 55,16
CH4
(кг/ТДж)
Рідке паливо 1,88
Тверде
паливо 0,91
Газоподібне
паливо 0,91
В таблицях ЗФЗ
використовувалися наступні
коефіцієнти викидів:
CO2
(т/ТДж)
Рідке паливо 76,41
Тверде
паливо 91,52
Газоподібне
паливо 55,35
CH4
(кг/ТДж)
Рідке паливо 1,88
Тверде
паливо 0,91
Газоподібне
паливо 0,91
В таблицях ЗФЗ
використовувалися наступні
коефіцієнти викидів:
CO2
(т/ТДж)
Рідке паливо 76,41
Тверде
паливо 91,52
Газоподібне
паливо 55,35
CH4
(кг/ТДж)
Рідке паливо 1,88
Тверде
паливо 0,91
Газоподібне
паливо 0,91
22
Продовження таблиці 2.6.
2008 2009 2010 2011
N2O
(кг/ТДж)
Рідке паливо 0,60
Тверде
паливо 1,40
Газоподібне
паливо 0,10
N2O
(кг/ТДж)
Рідке паливо 0,44
Тверде
паливо 1,59
Газоподібне
паливо 0,10
N2O
(кг/ТДж)
Рідке паливо 0,44
Тверде
паливо 1,59
Газоподібне
паливо 0,10
N2O
(кг/ТДж)
Рідке паливо 0,44
Тверде
паливо 1,59
Газоподібне
паливо 0,10
23
Таблиця 2.7 – Викиди ПГ у категорії «Виробництво електроенергії і тепла станціями загального
користування»
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 97023,41 1,14 1,27 97441,84
2009 88213,30 1,12 1,17 88600,41
2010 93964,54 1,13 1,23 94369,91
2011 103292,75 1,36 2,12 103979,75
Таблиця 2.8 – Динаміка змін викидів ПГ у категорії «Виробництво електроенергії і тепла
станціями загального користування»
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 100,00 100,00 100,00 100,00
2009 90,92 97,77 92,19 90,93
2010 96,85 98,49 96,78 96,85
2011 106,46 119,23 166,92 106,71
На рисунку 2.4 відображено відносну зміна викидів ПГ за перший період дії
зобов’язань Кіотського Протоколу у цій категорії.
Рисунок 2.4 Графік динаміки зміни викидів ПГ у категорії «Виробництво електроенергії і
тепла станціями загального користування» за перший період дії зобов’язань Кіотського
протоколу
2.1.4 Аналіз змін методології та рівні викидів ПГ у галузях економіки
Зміна методологій для всіх галузей економіки, що спалюють органічне паливо, були
однакові в період 2011 року (таблиця 2.9). Відмінності були у коефіцієнтах викидів СО2, CH4
та N2O для різних галузей. Тому далі для галузей економіки наводяться лише коефіцієнти їх
викидів.
24
Таблиця 2.9 – Зміни у методології розрахунків викидів ПГ та коефіцієнтів викидів СО2 у
галузях економіки в перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
2008 2009 2010 2011
Викиди визначались
за методами рівня 1
Переглянутих
принципів МГЕЗК
1996.
Для всіх видів палива
використовувалися
коефіцієнти викидів
МГЕЗК за
замовчуванням.
Методика
розрахунків не
змінилася.
Методика розрахунків не
змінилася.
Було уточнено
національні коефіцієнти
вмісту вуглецю для
природного газу,
приймаючи до уваги
природний газ
внутрішнього
видобування.
Методика
розрахунків
змінилася - спрощено
розрахунок викидів
ПГ, крім СО2
відносно попередньої
інвентаризації.
Перерахунків не було.
У таблиці 2.10 наведено коефіцієнти викидів CH4 та N2O у нафтопереробній галузі
(категорія 1.A.1.b ЗФЗ) у перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу, згідно
Національних кадастрів за 2008 – 2011 роки. У таблиці 2.11 наведені загальні викиди у цій
галузі, в таблиці 2.12. динаміка їх змін, а на рисунку 2.5 відображено відносну зміну викидів
ПГ в цей період.
Таблиця 2.10 – Коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Нафтопереробка» у перший період
дії зобов’язань Кіотського Протоколу
2008 2009 2010 2011
CО2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 64,97
Тверде
паливо -
Газоподіб
не паливо 55,82
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 2,83
Тверде
паливо -
CО2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо
65,5
5
Тверде
паливо NO
Газоподіб
не паливо
55,1
6
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 2,83
Тверде
паливо -
CО2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 65,55
Тверде
паливо -
Газоподіб
не паливо 55,35
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 2,83
Тверде
паливо -
CО2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 65,55
Тверде
паливо -
Газоподіб
не паливо 55,35
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 2,83
Тверде
паливо -
Газоподіб
не паливо 1,48
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо -
Газоподіб
не паливо 0,10
Газоподіб
не паливо 1,48
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо -
Газоподіб
не паливо 0,10
Газоподіб
не паливо 1,48
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо -
Газоподіб
не паливо 0,10
Газоподіб
не паливо 1,48
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо -
Газоподіб
не паливо 0,10
25
Таблиця 2.11 – Викиди ПГ у категорії «Нафтопереробка» за перший період дії зобов’язань
Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 1 571,90 0,05 0,01 1 577,00
2009 1 569,73 0,06 0,01 1 575,55
2010 1 570,14 0,06 0,01 1 575,83
2011 1 439,09 0,05 0,01 1 443,80
Таблиця 2.12 – Динаміка змін викидів ПГ у категорії «Нафтопереробка» за перший період дії
зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 100,00 100,00 100,00 100,00
2009 99,86 109,14 115,43 99,91
2010 99,89 110,21 111,88 99,93
2011 91,55 95,77 91,36 91,55
Рисунок 2.5 − Графік динаміки зміни викидів ПГ у категорії «Нафтопереробка» за перший
період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
У таблиці 2.13 наведені коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Виробництво
твердих видів палива та інші енергетичні галузі» (категорія 1.A.1.с ЗФЗ) у перший період дії
зобов’язань Кіотського Протоколу, згідно Національних кадастрів за 2008 – 2011 роки. У
таблиці 2.14 наведено загальні викиди у цій галузі, в таблиці 2.15 динаміка їх змін, а на
рисунку 2.6 відображено відносну зміну викидів ПГ в цей період.
26
Таблиця 2.13 – Коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Виробництво твердих видів палива
та інші енергетичні галузі» у перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
2008 2009 2010 2011
CО2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 71,31
Тверде
паливо 56,85
Газоподіб
не паливо 55,82
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 3,95
Тверде
паливо 1,72
Газоподіб
не паливо 1,25
CО2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо
71,3
1
Тверде
паливо
55,8
6
Газоподібне
паливо
55,1
6
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 3,95
Тверде
паливо 1,72
Газоподі
бне
паливо
1,25
CО2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо
71,
29
Тверде
паливо
55,
86
Газоподіб
не паливо
55,
42
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 3,98
Тверде
паливо 1,72
Газопо
дібне
паливо
1,25
CО2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо
71,2
9
Тверде
паливо
55,8
6
Газоподі
бне
паливо
55,4
2
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 3,98
Тверде
паливо 1,72
Газопо
дібне
паливо
1,25
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 0,35
Газопо
дібне
паливо
0,10
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 0,35
Газопо
дібне
паливо
0,10
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 0,35
Газопо
дібне
паливо
0,10
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 0,35
Газопо
дібне
паливо
0,10
Таблиця 2.14 – Викиди ПГ у категорії «Виробництво твердих видів палива та інші енергетичні
галузі» за перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 1 571,90 0,05 0,01 1 577,00
2009 1 569,73 0,06 0,01 1 575,55
2010 1 570,14 0,06 0,01 1 575,83
2011 1 439,09 0,05 0,01 1 443,80
Таблиця 2.15 – Динаміка змін викидів ПГ у категорії «Виробництво твердих видів палива та
інші енергетичні галузі» за перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 100,00 100,00 100,00 100,00
2009 99,86 109,14 115,43 99,91
2010 99,89 110,21 111,88 99,93
2011 91,55 95,77 91,36 91,55
27
Рисунок 2.6 − Графік динаміки зміни викидів ПГ у категорії «Виробництво твердих палив та
інші енергетичні галузі» за перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
У таблиці 2.16 наведені коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Чорна
металургія» (категорія 1.A.2.a ЗФЗ) у перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу,
згідно Національних кадастрів за 2008 – 2011 роки. У таблиці 2.17 наведені загальні викиди у
цій галузі, в таблиці 2.18. динаміка їх змін, а на рисунку 2.7 зображено відносну зміну
викидів ПГ в цей період.
Таблиця 2.16 – Коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Чорна металургія» у перший
період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
2008 2009 2010 2011
CО2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 76,34
Тверде
паливо 64,47
Газоподіб
не паливо 55,82
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 2,05
Тверде
паливо 5,44
Газоподіб
не паливо 4,75
CО2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 76,34
Тверде
паливо 62,74
Газоподібне
паливо 55,16
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 2,05
Тверде
паливо 5,44
Газоподібне
паливо 4,75
CО2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 76,34
Тверде
паливо 96,20
Газоподіб
не паливо 55,35
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 2,05
Тверде
паливо 8,97
Газоподіб
не паливо 4,75
CО2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 76,34
Тверде
паливо 96,20
Газоподіб
не паливо 55,35
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 2,05
Тверде
паливо 8,97
Газоподіб
не паливо 4,75
28
Продовження таблиці 2.16.
2008 2009 2010 2011
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 0,52
Газоподіб
не паливо 0,10
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 0,52
Газоподібне
паливо 0,10
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,20
Газоподіб
не паливо 0,10
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,20
Газоподіб
не паливо 0,10
Таблиця 2.17 – Викиди ПГ у категорії «Чорна металургія» за перший період дії зобов’язань
Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 45 578,72 4,12 0,43 45798,11
2009 36 423,15 3,30 0,36 36604,29
2010 38 347,89 3,48 0,37 38534,98
2011 42 454,18 4,23 0,48 42692,13
Таблиця 2.18 – Динаміка змін викидів ПГ у категорії «Чорна металургія» за перший період дії
зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 100,00 100,00 100,00 100,00
2009 79,91 80,01 84,23 79,93
2010 84,14 84,40 85,85 84,14
2011 93,14 102,69 112,22 93,22
Рисунок 2.7 − Графік динаміки зміни викидів ПГ у категорії «Чорна металургія» за перший
період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
29
У таблиці 2.19 наведено коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Кольорова
металургія» (категорія 1.A.2.b ЗФЗ) у перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу,
згідно Національних кадастрів за 2008 – 2011 роки. У таблиці 2.20 наведені загальні викиди у
цій галузі, в таблиці 2.21 динаміка їх змін, а на рисунку 2.8 зображено відносну зміну
викидів ПГ в цей період.
Таблиця 2.19 – Коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Кольорова металургія» у перший
період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
2008 2009 2010 2011
CO2
(кг/ТДж)
Рідке паливо 71,0
7
Тверде
паливо
96,9
6
Газоподібне
паливо
55,8
2
CH4
(кг/ТДж)
Рідке паливо 2,23
Тверде
паливо 9,54
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 71,07
Тверде
паливо 91,93
Газоподіб
не паливо 55,16
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 2,23
Тверде
паливо 9,54
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо
66,6
3
Тверде
паливо
91,9
3
Газоподіб
не паливо
55,3
5
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 2,68
Тверде
паливо 9,54
CO2
(кг/ТДж)
Рідке паливо 66,63
Тверде
паливо 91,93
Газоподібне
паливо 55,35
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 2,68
Тверде
паливо 9,54
Газоподібн
е паливо 2,43
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,40
Газоподібн
е паливо 0,10
Газоподіб
не паливо 2,43
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,40
Газоподіб
не паливо 0,10
Газоподіб
не паливо 2,43
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,40
Газоподіб
не паливо 0,10
Газоподібне
паливо 2,43
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,40
Газоподібне
паливо 0,10
Таблиця 2.20 – Викиди ПГ у категорії «Кольорова металургія» за перший період дії зобов’язань
Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 1 767,66 0,09 0,01 1771,045
2009 1 467,85 0,07 0,01 1471,115
2010 1 440,91 0,07 0,00 1443,88
2011 1 374,51 0,13 0,00 1378,411
30
Таблиця 2.21 – Динаміка змін викидів ПГ у категорії «Кольорова металургія» за перший період
дії зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 100,00 100,00 100,00 100,00
2009 83,04 82,61 112,03 83,06
2010 81,52 86,61 88,63 81,53
2011 77,76 145,08 80,49 77,83
Рисунок 2.8 − Графік динаміки зміни викидів ПГ у категорії «Кольорова металургія» за перший
період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
У таблиці 2.22 наведено коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Хімічна
промисловість» (категорія 1.A.2.c ЗФЗ) у перший період дії зобов’язань Кіотського
Протоколу, згідно Національних кадастрів за 2008 – 2011 роки. У таблиці 2.23 наведені
загальні викиди у цій галузі, в таблиці 2.24 динаміка їх змін, а на рисунку 2.9 зображено
відносну зміну викидів ПГ в цей період.
Таблиця 2.22 – Коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Хімічна промисловість» у перший
період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
2008 2009 2010 2011
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо
67,2
5
Тверде
паливо
62,9
7
Газоподібн
е паливо
55,8
2
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 67,25
Тверде
паливо 61,56
Газоподіб
не паливо 55,16
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 66,92
Тверде
паливо 61,56
Газоподіб
не паливо 55,35
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 66,92
Тверде
паливо 61,56
Газоподіб
не паливо 55,35
31
Продовження таблиці 2.22.
2008 2009 2010 2011
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 3,05
Тверде
паливо 6,31
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 3,05
Тверде
паливо 6,31
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 3,11
Тверде
паливо 6,31
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 3,11
Тверде
паливо 6,31
Газоподібн
е паливо 2,52
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 0,50
Газоподібн
е паливо 0,10
Газоподіб
не паливо 3,93
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 0,50
Газоподіб
не паливо 0,10
Газоподіб
не паливо 3,91
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 0,50
Газоподіб
не паливо 0,10
Газоподіб
не паливо 3,91
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 0,50
Газоподіб
не паливо 0,10
Таблиця 2.23 – Викиди ПГ у категорії «Хімічна промисловість» за перший період дії
зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 8 575,97 0,60 0,02 8594,259
2009 5 609,88 0,37 0,01 5621,619
2010 6 690,52 0,46 0,01 6704,546
2011 7 695,27 0,72 0,02 7716,216
Таблиця 2.24 – Динаміка змін викидів ПГ у категорії «Хімічна промисловість» за перший
період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 100,00 100,00 100,00 100,00
2009 65,41 62,02 69,02 65,41
2010 78,01 76,11 78,08 78,01
2011 89,73 119,18 104,22 89,78
32
Рисунок 2.9 Графік динаміки зміни викидів ПГ у категорії «Хімічна промисловість» за
перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
У таблиці 2.25 наведені коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Целюлозно-
паперова промисловість і поліграфія» (категорія 1.A.2.d ЗФЗ) у перший період дії
зобов’язань Кіотського Протоколу, згідно Національних кадастрів за 2008 – 2011 роки. У
таблиці 2.26 наведені загальні викиди у цій галузі, в таблиці 2.27 динаміка їх змін, а на
рисунку 2.10 зображено відносну зміну викидів ПГ в цей період.
Таблиця 2.25 – Коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Целюлозно-паперова
промисловість і поліграфія» у перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
2008 2009 2010 2011
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 68,18
Тверде
паливо 96,32
Газоподібн
е паливо 55,82
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 6,15
Тверде
паливо 1,78
Газоподібн
е паливо 1,63
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 68,18
Тверде
паливо 90,94
Газоподіб
не паливо 55,16
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 6,15
Тверде
паливо 1,78
Газоподіб
не паливо 1,63
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 68,18
Тверде
паливо 90,94
Газоподіб
не паливо 55,35
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 6,15
Тверде
паливо 1,78
Газоподіб
не паливо 1,63
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 68,18
Тверде
паливо 90,94
Газоподіб
не паливо 55,35
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 6,15
Тверде
паливо 1,78
Газоподіб
не паливо 1,63
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
33
Продовження таблиці 2.25.
2008 2009 2010 2011
Тверде
паливо 1,40
Газоподібн
е паливо 0,10
Тверде
паливо 1,40
Газоподіб
не паливо 0,10
Тверде
паливо 1,40
Газоподіб
не паливо 0,10
Тверде
паливо 1,40
Газоподіб
не паливо 0,10
Таблиця 2.26 – Викиди ПГ у категорії «Целюлозно-паперова промисловість і поліграфія» за
перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 476,55 0,02 0,00103 477,1903
2009 411,48 0,01 0,00154 412,2493
2010 346,82 0,02 0,00147 347,6114
2011 377,22 0,04 0,00185 378,5992
Таблиця 2.27 – Динаміка змін викидів ПГ у категорії «Целюлозно-паперова промисловість і
поліграфія» за перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 100,00 100,00 100,00 100,00
2009 86,35 91,18 149,49 86,39
2010 72,78 103,98 142,08 72,85
2011 79,16 249,12 179,71 79,34
Рисунок 2.10 Графік динаміки зміни викидів ПГ у категорії «Целюлозно-паперова
промисловість і поліграфія» за перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
34
У таблиці 2.28 наведені коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Харчова
промисловість» (категорія 1.A.2.a ЗФЗ) у перший період дії зобов’язань Кіотського
Протоколу, згідно Національних кадастрів за 2008 – 2011 роки. У таблиці 2.29 наведені
загальні викиди у цій галузі, в таблиці 2.30 динаміка їх змін, а на рисунку 2.11 зображено
відносну зміну викидів ПГ в цей період.
Таблиця 2.28 – Коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Харчова промисловість» у перший
період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
2008 2009 2010 2011
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 75,18
Тверде
паливо 96,34
Газоподібн
е паливо 55,82
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 3,35
Тверде
паливо 9,96
Газоподібн
е паливо 1,80
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,40
Газоподібн
е паливо 0,10
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 75,18
Тверде
паливо 90,97
Газоподібне
паливо 55,16
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 3,35
Тверде
паливо 9,96
Газоподібне
паливо 1,79
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,40
Газоподібне
паливо 0,10
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 75,32
Тверде
паливо 90,97
Газоподіб
не паливо 55,35
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 3,39
Тверде
паливо 9,96
Газоподіб
не паливо 1,79
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,40
Газоподіб
не паливо 0,10
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 75,32
Тверде
паливо 90,97
Газоподіб
не паливо 55,35
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 3,39
Тверде
паливо 9,96
Газоподіб
не паливо 1,79
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,40
Газоподіб
не паливо 0,10
Таблиця 2.29 – Викиди ПГ у категорії «Харчова промисловість» за перший період дії
зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 3 808,65 0,16 0,02 3818,457
2009 3 075,44 0,13 0,02 3085,275
2010 3 363,49 0,13 0,02 3373,143
2011 3 548,25 0,51 0,04 3570,275
35
Таблиця 2.30 – Динаміка змін викидів ПГ у категорії «Харчова промисловість» за перший
період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 100,00 100,00 100,00 100,00
2009 80,75 83,72 108,78 80,80
2010 88,31 85,26 105,16 88,34
2011 93,16 322,27 175,09 93,50
Рисунок 2.11 − Графік динаміки зміни викидів ПГ у категорії «Харчова промисловість» за
перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
У таблиці 2.31 наведені коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Інші галузі
промисловості та будівництва» (категорія 1.A.2.a ЗФЗ) у перший період дії зобов’язань
Кіотського Протоколу, згідно Національних кадастрів за 2008 – 2011 роки. У таблиці 2.32
наведені загальні викиди у цій галузі, в таблиці 2.33 динаміка їх змін, а на рисунку 2.12
зображено відносну зміну викидів ПГ в цей період.
Таблиця 2.31 – Коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Інші галузі промисловості та
будівництва» у перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
2008 2009 2010 2011
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 74,30
Тверде
паливо 97,24
Газоподібн
е паливо 55,82
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 74,30
Тверде
паливо 92,89
Газоподібне
паливо 55,16
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 74,42
Тверде
паливо 92,89
Газоподіб
не паливо 55,35
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 74,42
Тверде
паливо 92,89
Газоподіб
не паливо 55,35
36
Продовження таблиці 2.31.
2008 2009 2010 2011
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 3,12
Тверде
паливо 9,47
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 3,12
Тверде
паливо 9,47
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 3,27
Тверде
паливо 9,47
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,38
Газоподібн
е паливо 4,20
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,38
Газоподібн
е паливо 0,10
Газоподібне
паливо 4,20
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,38
Газоподібне
паливо 0,10
Газоподіб
не паливо 4,20
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,38
Газоподіб
не паливо 0,10
Газоподіб
не паливо 0,10
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,38
Газоподіб
не паливо 0,10
Таблиця 2.32 – Викиди ПГ у категорії «Інші галузі промисловості та будівництва» за перший
період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 12 895,93 1,12 0,07 12940,98
2009 7 434,65 0,66 0,05 7464,158
2010 8 587,57 0,79 0,07 8625,277
2011 9 657,02 1,12 0,10 9711,872
Таблиця 2.33 – Динаміка змін викидів ПГ у категорії «Інші галузі промисловості та
будівництва» за перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 100,00 100,00 100,00 100,00
2009 57,65 59,25 72,37 57,68
2010 66,59 70,67 97,99 66,65
2011 74,88 100,28 145,31 75,05
37
Рисунок 2.12 − Графік динаміки зміни викидів ПГ у категорії «Інші галузі промисловості та
будівництва» за перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
У таблиці 2.34 наведені коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Комерційний
сектор і органи управління» (категорія 1.A.4.a ЗФЗ) у перший період дії зобов’язань
Кіотського Протоколу, згідно Національних кадастрів за 2008 – 2011 роки. У таблиці 2.35
наведені загальні викиди у цій галузі, в таблиці 2.36 динаміка їх змін, а на рисунку 2.13
зображено відносну зміну викидів ПГ в цей період.
Таблиця 2.34– Коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Комерційний сектор і органи
управління» у перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
2008 2009 2010 2011
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 72,54
Тверде
паливо 96,55
Газоподібн
е паливо 55,82
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 6,55
Тверде
паливо 5,45
Газоподібн
е паливо 2,93
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 72,54
Тверде
паливо 91,33
Газоподібне
паливо 55,16
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 6,55
Тверде
паливо 5,45
Газоподібне
паливо 2,93
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 72,49
Тверде
паливо 91,33
Газоподіб
не паливо 55,35
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 6,73
Тверде
паливо 5,45
Газоподіб
не паливо 2,93
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 72,49
Тверде
паливо 91,33
Газоподіб
не паливо 55,35
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 6,73
Тверде
паливо 5,45
Газоподіб
не паливо 2,93
38
Продовження таблиці 2.34.
2008 2009 2010 2011
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,40
Газоподібн
е паливо 0,10
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,40
Газоподібне
паливо 0,10
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,40
Газоподіб
не паливо 0,10
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,40
Газоподіб
не паливо 0,10
Таблиця 2.35 – Викиди ПГ у категорії «Комерційний сектор і органи управління» за перший
період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 4 541,78 0,67 0,04 4569,246
2009 4 091,25 0,69 0,04 4118,906
2010 4 377,42 0,76 0,05 4407,5
2011 4 948,65 1,70 0,05 4998,929
Таблиця 2.36 – Динаміка змін викидів ПГ у категорії «Комерційний сектор і органи управління»
за перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 100,00 100,00 100,00 100,00
2009 90,08 102,72 98,54 90,14
2010 96,38 112,87 106,01 96,46
2011 108,96 253,64 108,74 109,40
Рисунок 2.13 − Графік динаміки зміни викидів ПГ у категорії «Комерційний сектор і органи
управління» за перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
39
У таблиці 2.37 наведені коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Приватний
житловий сектор» (категорія 1.A.4.b ЗФЗ) у перший період дії зобов’язань Кіотського
Протоколу, згідно Національних кадастрів за 2008 – 2011 роки. У таблиці 2.38 наведені
загальні викиди у цій галузі, в таблиці 2.39 динаміка їх змін, а на рисунку 2.14 зображено
відносну зміну викидів ПГ в цей період.
Таблиця 2.37 – Коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Приватний житловий сектор» у
перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
2008 2009 2010 2011
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 62,76
Тверде
паливо 96,62
Газоподібн
е паливо 55,82
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 10,04
Тверде
паливо 300,00
Газоподібн
е паливо 5,00
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,40
Газоподібн
е паливо 0,10
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 62,76
Тверде
паливо 91,45
Газоподіб
не паливо 55,16
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 10,04
Тверде
паливо 300,00
Газоподіб
не паливо 5,00
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,40
Газоподіб
не паливо 0,10
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 62,76
Тверде
паливо 91,45
Газоподіб
не паливо 55,35
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 10,04
Тверде
паливо 300,00
Газоподіб
не паливо 5,00
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,40
Газоподіб
не паливо 0,10
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 62,76
Тверде
паливо 91,45
Газоподіб
не паливо 55,35
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 10,04
Тверде
паливо 300,00
Газоподіб
не паливо 5,00
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,40
Газоподіб
не паливо 0,10
Таблиця 2.38 – Викиди ПГ у категорії «Приватний житловий сектор» за перший період дії
зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 40 381,84 17,11 0,17 40794,79
2009 38 035,89 16,48 0,17 38434,7
2010 39 532,63 16,12 0,16 39921,43
2011 36 569,12 15,30 0,16 36939,71
40
Таблиця 2.39 – Динаміка змін викидів ПГ у категорії «Приватний житловий сектор» за перший
період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 100,00 100,00 100,00 100,00
2009 94,19 96,32 98,31 94,21
2010 97,90 94,21 93,75 97,86
2011 90,56 89,41 91,99 90,55
Рисунок 2.14 - Графік динаміки зміни викидів ПГ у категорії «Приватний житловий сектор» за
перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
У таблиці 2.40 наведені коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Сільське і лісове
господарство, та рибальство» (категорія 1.A.4.c ЗФЗ) у перший період дії зобов’язань
Кіотського Протоколу, згідно Національних кадастрів за 2008 – 2011 роки. У таблиці 2.41
наведені загальні викиди у цій галузі, в таблиці 2.42 динаміка їх змін, а на рисунку 2.15
зображено відносну зміну викидів ПГ в цей період.
Таблиця 2.40 – Коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Сільське і лісове господарство, та
рибальство» у перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
2008 2009 2010 2011
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 71,01
Тверде
паливо 96,34
Газоподібн
е паливо 55,82
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 71,01
Тверде
паливо 90,98
Газоподібне
паливо 55,16
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 70,69
Тверде
паливо 90,98
Газоподіб
не паливо 55,35
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 70,69
Тверде
паливо 90,98
Газоподіб
не паливо 55,35
41
Продовження таблиці 2.40.
2008 2009 2010 2011
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 6,66
Тверде
паливо 21,04
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 6,66
Тверде
паливо 21,04
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 6,90
Тверде
паливо 21,04
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 6,90
Тверде
паливо 21,04
Газоподібн
е паливо 2,31
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,40
Газоподібн
е паливо 0,10
Газоподібне
паливо 2,31
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,40
Газоподібне
паливо 0,10
Газоподіб
не паливо 2,31
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,40
Газоподіб
не паливо 0,10
Газоподіб
не паливо 2,31
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 0,60
Тверде
паливо 1,40
Газоподіб
не паливо 0,10
Таблиця 2.41 – Викиди ПГ у категорії «Сільське і лісове господарство, та рибальство» за
перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 1 397,37 0,26 0,01 1405,999
2009 1 297,41 0,26 0,01 1305,909
2010 1 250,78 0,23 0,01 1258,506
2011 5 552,08 1,33 0,05 5594,202
Таблиця 2.42 – Динаміка змін викидів ПГ у категорії «Сільське і лісове господарство, та
рибальство» за перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 100,00 100,00 100,00 100,00
2009 92,85 97,54 100,19 92,88
2010 89,51 88,20 91,75 89,51
2011 397,32 503,69 460,15 397,88
42
Рисунок 2.15 − Графік динаміки зміни викидів ПГ у категорії «Сільське і лісове господарство,
та рибальство» за перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
У таблиці 2.43 наведені коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Мобільне
спалювання» (категорія 1.A.2.a ЗФЗ) у перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу,
згідно Національних кадастрів за 2008 – 2011 роки. У таблиці 2.44 наведені загальні викиди у
цій галузі, в таблиці 2.45 динаміка їх змін, а на рисунку 2.16 зображено відносну зміну
викидів ПГ в цей період.
Таблиця 2.43 – Коефіцієнти викидів CH4 та N2O у категорії «Мобільне спалювання» у перший
період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
2008 2009 2010 2011
Викиди в цій
категорії не
визначалися.
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 71,54
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 28,39
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 2,07
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 71,47
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 29,20
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 2,07
CO2
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 71,47
CH4
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 29,20
N2O
(кг/ТДж)
Рідке
паливо 2,07
Таблиця 2.44 – Викиди ПГ у категорії «Мобільне спалювання» за перший період дії зобов’язань
Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 75,40 0,03 0,00 76,73
2009 26,07 0,01 0,00 26,55
2010 31,39 0,01 0,00 31,94
2011 66,51 0,00 0,00 66,93
43
Таблиця 2.45 – Динаміка змін викидів ПГ у категорії «Мобільне спалювання» за перший період
дії зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 100,00 100,00 100,00 100,00
2009 34,57 38,26 34,86 34,61
2010 41,63 41,66 41,63 41,63
2011 88,20 13,73 49,38 87,23
Рисунок 2.16 - Графік динаміки зміни викидів ПГ у категорії «Мобільне спалювання» за
перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
2.1.5. Аналітичні моделі, аналіз змін методології та рівні викидів ПГ у категорії
«Мобільні джерела»
До цієї категорії входять:
1. Цивільна авіація.
2. Залізничний транспорт.
3. Дорожній транспорт.
4. Морський та річний транспорт.
5. Трубопровідний транспорт.
6. Сільськогосподарські машини.
7. Позашляховий транспорт.
Найбільший внесок у викиди ПГ в цій категорії вносить дорожній транспорт.
Аналітичну модель залежності викидів СО2 від об’ємів діяльності для транспорту
можна представити наступним чином:
44
2 , ,
44
12СО k i C i i iВикиди Сons C OX NCV , (2.3),
де ,k iСons - споживання палива типу і у категорії ТЗ k, т;
,C iC - вміст вуглецю у паливі типу і, т С/т палива типу і;
iOX - коефіцієнт окислення палива типу і;
iNCV - нижча теплота згоряння палива типу і;
44
12
- стехіометричне співвідношення молекулярної маси діоксиду вуглецю та
вуглецю.
Цивільна авіація. В цій категорії джерел викидів застосовувались дві методології.
Для авіаційного бензину, який використовується малими поршневими літаками, прийнято
припущення, що увесь цей бензин використовується для перельотів в межах країни.
Джерелом даних стосовно витрат палива є форма 4 –МТП.
Методологія цього розрахунку базується на аналітичних співвідношеннях (2.1) – (2.2)
та використанні коефіцієнтів за умовчанням.
Для турбогвинтових та реактивних літаків застосована деталізована методологія
EMEP/CORINAIR [9].
Викиди ПГ в цій категорії за перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
наведені у табл. 2.46, відносна їх зміна у динаміці в таблиці 2.47, а на рисунку 2.18 графік
динаміки цих змін.
Таблиця 2.46 – Викиди ПГ у категорії «Авіація» за перший період дії зобов’язань Кіотського
Протоколу
Рік Викиди в категорії «Авіація», тис.т.
CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 223,45 0,01 0,01 226,2663
2009 143,98 0,02 0,01 146,6998
2010 210,08 0,04 0,01 213,9644
2011 223,45 0,01 0,01 226,2663
45
Таблиця 2.47 – Динаміка змін викидів ПГ у категорії «Авіація» за перший період дії зобов’язань
Кіотського Протоколу
Рік Викиди в категорії «Авіація», % до 2008 року
CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 100,00 100,00 100,00 100,00
2009 64,43 311,62 85,30 64,84
2010 94,01 525,04 117,77 94,56
2011 100,00 100,00 100,00 100,00
Графік динаміки зміни викидів у цій категорії представлений на рисунку 2.17.
Рисунок 2.17 - Графік динаміки зміни викидів ПГ у категорії «Авіація» за перший період дії
зобов’язань Кіотського Протоколу
Залізничний транспорт. В цій категорії методика розрахунку базується на
аналітичних співвідношеннях (2.1) – (2.3) та використанні коефіцієнтів за замовченням.
Джерелом даних стосовно витрат палива є форма 4 –МТП.
Приймаються певні припущення стосовно кількості палива, що витрачається
безпосередньо на роботу транспорту від усього його обсягу наведеного у формі 4 – МТП.
Викиди ПГ в категорії «Залізничний транспорт» за перший період дії зобов’язань
Кіотського Протоколу наведені у табл. 2.48, відносна їх зміна у динаміці в таблиці 2.49.
46
Таблиця 2.48 – Викиди ПГ у категорії «Залізничний транспорт» за перший період дії
зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік Викиди в категорії «Залізничний транспорт», тис.т.
CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 730,21 0,05 0,01 733,1126
2009 438,34 0,03 0,00 440,0778
2010 480,27 0,03 0,00 482,174
2011 466,81 0,03 0,00 468,666
Таблиця 2.49 – Динаміка змін викидів ПГ у категорії «Залізничний транспорт» за перший
період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік Викиди в категорії «Залізничний транспорт», % до 2008 року
CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 100,00 100,00 100,00 100,00
2009 60,03 60,03 60,03 60,03
2010 65,77 65,77 65,77 65,77
2011 63,93 63,93 63,93 63,93
Графік динаміки зміни викидів у цій категорії представлений на рисунку 2.18.
Рисунок 2.18 − Графік динаміки зміни викидів ПГ у категорії «Залізничний транспорт» за
перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
47
Дорожній транспорт. Для оцінки викидів ПГ в цій категорії використовується
методика EMEP/EEA-2009 та програмне забезпечення COPERT IV. Ці засоби були
застосовані в межах виконання Українським науково-дослідним інститутом медицини
транспорту науково-дослідної роботи з проведення інвентаризації викидів ПГ від
транспортних засобів. В результаті був отриманий детальний розподіл структури парку
дорожніх транспортних засобів (ТЗ), основу якого склали 266 категорій ТЗ згідно останньої
класифікації EMEP/EEA (з урахуванням введення специфічних категорій ТЗ, що
експлуатуються на дорогах України), з яких на поточний момент виділено 158 основних
категорій ТЗ з метою інвентаризації викидів ПГ.
Вихідними даними для реконструкції детальної структури парку ТЗ, що активно
експлуатуються за поточний рік, виступили різноманітні джерела даних, включаючи форми
державної статистичної звітності, електронну базу даних ДАІ, дані щодо продажів,
виробництва, імпорту та експорту ТЗ, переобладнання ТЗ, знятті з обліку ТЗ, що фактично
вибули з експлуатації та дані страхових компаній.
Для отримання оцінки структури парку ТЗ у контексті технологічного та екологічного
рівня було проведено розподілення усього парку ТЗ на 10 так званих цільових ринків
(перший рівень деталізації), для яких встановлені різні періоди дії екологічних норм у
класифікації «ЕВРО» різного рівня чи співставних норм інших ринків.
В результаті проведеного у НДР аналізу різних джерел інформації суттєво переглянуті
оцінки споживання транспортом газових палив – зрідженого нафтового газу (ЗНГ) та
стисненого природного газу (СПГ). Обсяги споживання ЗНГ отримані балансовим методом з
урахуванням останніх експертних оцінок та публікацій щодо обсягів газу, що відпускається
операторами ринку. Об’єми споживання СПГ оцінені, виходячи з наявної інформації про
кількість СПГ, що відпускається мережею державних АГНКС та оцінок обсягів реалізації
СПГ мережею приватних АГНКС. Була побудована спрощена модель активності парку ТЗ
України, що узгоджувалась з актуальними момент розробки даними про річні пробіги ТЗ,
включаючи національні дані та дані на сайті розробника програмного забезпечення COPERT
IV.
При цьому для забезпечення консервативної оцінки викидів ПГ в цій категорії було
застосовано балансовий метод визначення споживання палива. При цьому споживання
палива типу і дорожнім транспортом визначалося за формулою:
1. .3. , ,
1
m
A b i i k i
k
Cons B Cons
, (2.4)
де iB - балансове споживання моторного палива типу і в цілому в Україні, т;
48
,
1
m
k i
k
Cons
- обсяг моторного палива типу і, що був врахований в інших категоріях, т.
Викиди ПГ в цій категорії за перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
наведені у табл.2.50, відносна їх зміна у динаміці в таблиці 2.51, а на рисунку 2.19 графік
динаміки цих змін.
Таблиця 2.50 – Викиди ПГ у категорії «Дорожній транспорт» за перший період дії зобов’язань
Кіотського Протоколу
Рік Викиди в категорії «Дорожній транспорт», тис.т.
CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 31 539,01 19,04 0,97 32238,37
2009 29 219,63 15,06 0,84 29796,4
2010 28 898,04 13,61 0,80 29430,98
2011 30 620,91 6,75 0,93 31052,52
Таблиця 2.51 – Динаміка змін викидів ПГ у категорії «Дорожній транспорт» за перший період
дії зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік Викиди в категорії «Дорожній транспорт», % до 2008 року
CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 100,00 100,00 100,00 100,00
2009 92,65 79,09 86,98 92,43
2010 91,63 71,48 82,50 91,29
2011 97,09 35,48 96,73 96,32
Рисунок 2.19 Графік динаміки зміни викидів ПГ у категорії «Дорожній транспорт» за перший
період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
49
Морський та річний транспорт. В цій категорії методика розрахунку базується на
аналітичних співвідношеннях (2.1) – (2.2) та використанні коефіцієнтів за замовченням.
Джерелом даних стосовно витрат палива є форма 4 –МТП.
Приймаються певні припущення стосовно кількості палива, що витрачається
безпосередньо на роботу транспорту від усього його обсягу наведеного у формі 4 – МТП.
Викиди ПГ в категорії «Морський транспорт» за перший період дії зобов’язань
Кіотського Протоколу наведені у табл. 2.52, відносна їх зміна у динаміці в таблиці 2.53.
Таблиця 2.52 – Викиди ПГ у категорії «Морський транспорт» за перший період дії зобов’язань
Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 222,56 0,02 0,00182 223,4458
2009 149,28 0,01 0,00122 149,8719
2010 103,72 0,01 0,00085 104,1298
2011 63,15 0,00 0,00051 63,39785
Таблиця 2.53 – Динаміка змін викидів ПГ у категорії «Морський транспорт» за перший період
дії зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 100,00 100,00 100,00 100,00
2009 67,07 67,03 67,03 67,07
2010 46,60 46,49 46,49 46,60
2011 28,37 28,25 28,25 28,37
Графік динаміки зміни викидів у цій категорії представлений на рисунку 2.20.
Рисунок 2.20 Графік динаміки зміни викидів ПГ у категорії «Морський транспорт» за перший
період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
50
Трубопровідний транспорт. Обсяги викидів ПГ визначалися за методологією яка
базується на аналітичних співвідношеннях (2.1.1) – (2.1.3) та використанні коефіцієнтів за
замовченням. Джерелом даних стосовно витрат палива є інформація надана НАК «Нафтогаз
України».
Викиди ПГ в категорії «Трубопровідний транспорт» за перший період дії зобов’язань
Кіотського Протоколу наведені у табл. 2.54, відносна їх зміна у динаміці в таблиці 2.55.
Таблиця 2.54 – Викиди ПГ у категорії «Трубопровідний транспорт» за перший період дії
зобов’язань Кіотського Протоколу
CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 8 192,09 0,15 0,01 8199,787
2009 5 520,60 0,10 0,01 5525,772
2010 4 834,53 0,09 0,01 4839,074
2011 4 856,18 0,09 0,22 4926,027
Таблиця 2.55 – Динаміка змін викидів ПГ у категорії «Трубопровідний транспорт» за перший
період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 100,00 100,00 100,00 100,00
2009 67,39 67,26 67,26 67,39
2010 59,01 59,01 59,01 59,01
2011 59,28 59,28 1481,97 60,08
Графік динаміки зміни викидів у цій категорії представлений на рисунку 2.21.
Рисунок 2.21 Графік динаміки зміни викидів ПГ у категорії «Трубопровідний транспорт» за
перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
51
Сільськогосподарські машини. В цій категорії методика розрахунку базується на
аналітичних співвідношеннях (2.1.1) – (2.1.3) та використанні коефіцієнтів за замовченням.
Джерелом даних стосовно витрат палива є форма 4 –МТП.
Викиди ПГ в категорії «Сільськогосподарський транспорт» за перший період дії
зобов’язань Кіотського Протоколу наведені у табл. 2.56, відносна їх зміна у динаміці в
таблиці 2.57.
Таблиця 2.56 – Викиди ПГ у категорії «Сільськогосподарський транспорт» за перший період дії
зобов’язань Кіотського Протоколу
Рік
Викиди в категорії «Сільськогосподарський транспорт», тис.т.
2008 3 783,00 0,26 0,03 3798,127
2009 3 509,01 0,24 0,03 3523,027
2010 3 725,68 0,26 0,03 3740,546
2011 Н/З Н/З Н/З Н/З
Таблиця 2.57 – Динаміка змін викидів ПГ у категорії «Сільськогосподарський транспорт» за
перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 100,00 100,00 100,00 100,00
2009 92,76 92,67 92,67 92,76
2010 98,48 98,33 98,33 98,48
2011 Н/З Н/З Н/З Н/З
Графік динаміки зміни викидів у цій категорії представлений на рисунку 2.22.
Рисунок 2.22 − Графік динаміки зміни викидів ПГ у категорії «Сільськогосподарський
транспорт» за перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
52
Позашляховий транспорт. В цій категорії методика розрахунку базується на
аналітичних співвідношеннях (2.1.1) – (2.1.3) та використанні коефіцієнтів за замовченням.
Джерелом даних стосовно витрат палива є форма 4 –МТП.
Викиди ПГ в категорії «Позашляховий транспорт» за перший період дії зобов’язань
Кіотського Протоколу наведені у табл. 2.58, відносна їх зміна у динаміці в таблиці 2.59.
Таблиця 2.58 – Викиди ПГ у категорії «Позашляховий транспорт» за перший період дії
зобов’язань Кіотського Протоколу
CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 1 303,44 0,11 0,01 1308,987
2009 1 123,00 0,09 0,01 1127,698
2010 1 279,01 0,10 0,01 1284,353
2011 Н/З Н/З Н/З Н/З
Таблиця 2.59 – Динаміка змін викидів ПГ у категорії «Позашляховий транспорт» за перший
період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
CO2 CH4 N2O СО2екв
2008 100,00 100,00 100,00 100,00
2009 86,16 82,78 86,07 86,15
2010 98,13 93,84 98,01 98,12
2011 Н/З Н/З Н/З Н/З
Графік динаміки зміни викидів у цій категорії представлений на рисунку 2.23.
Рисунок 2.23 Графік динаміки зміни викидів ПГ у категорії «Позашляховий транспорт» за
перший період дії зобов’язань Кіотського Протоколу
53
2.1.6. Аналітичні моделі, аналіз змін методології та рівні викидів ПГ у категорії
«Викиди, пов’язані з витоками» 1.B ЗФЗ
До категорії «Викиди, пов’язані з витоками і випаровуванням палив» (1.B ЗФЗ)
відносяться викиди парникових газів (CO2, CH4, N2O) та попередників озону (NOx, CO, CO,
SO2), що утворюються при видобутку, підвищенні якості, транспортуванні до місця
кінцевого споживання викопних палив: твердих (вугілля), рідких (нафта і газовий конденсат)
і газоподібних (природний газ).
До цієї категорії віднесені також викиди від вентилювання та спалювання вуглеводнів
у факелах.
Категорія має складові:
1) витоки при видобуванні та поводженні з твердими викопними паливами (категорія
1.B.1 ЗФЗ);
2) витоки при видобуванні та поводженні з нафтою і природним газом (категорія 1.B.2
ЗФЗ).
У даному розділі наводиться короткий опис категорії «Викиди, пов’язані з витоками і
випаровуванням палив» у відповідності до Переглянутих Керівних Принципів МГЕЗК
1996 року та Керівництва з ефективної практики МГЕЗК 2000 року. Це обумовлено тим, що
в останньому з доступних національних інвентаризацій викидів ПГ (за 1990-2011 роки)
використовується категоріальний поділ згідно цих документів, оскільки Керівні Принципи
МГЕЗК 2006 року на даний момент є рекомендованими до використання і стануть
обов’язковими з 2015 року.
У Керівних Принципах 2006 року у категорії «Викиди, пов’язані з витоками і
випаровуванням палив» передбачено такі доповнення:
1) У категорії «Викиди від поводження з твердими викопними паливами»:
а) для підкатегорії «Підземні шахти» додано підкатегорії:
– викиди пластового газу на етапі після видобутку, що включає метан і CO2, які
вивільняються після підняття видобутого вугілля на поверхню, при його обробці,
складуванні та транспортуванні;
– викиди метану від закритих підземних шахт;
– спалювання відведеного метану в факелах або перетворення метану в CO2, яка включає
метан, відведений та спалений у факелі, або вентиляційний газ, перетворений у CO2
внаслідок процесу окислювання;
б) додано підкатегорію «Неконтрольоване горіння й горіння вугільних відвалів» (1 B 1 b).
яка включає викиди CO2 від неконтрольованого горіння внаслідок діяльності з експлуатації
вугільних родовищ.
54
2) У категорії «Викиди від поводження з твердими викопними паливами»:
а) для підкатегорії «Природний газ»:
– виділено окремо підкатегорії «Видобуток» (1 B 2 b iii 2) та «Підготовка до
транспортування» (1 B 2 b iii 3), в останній враховуються викиди від устаткування
підготовки газу до транспортування. У цій підкатегорії враховуються також викиди від
установок для регазифікації скрапленого природного газу;
– підкатегорію «Транспортування» розширено у «Транспортування та зберігання»
(1 В b iii 4), у якій тепер крім викидів від систем транспортування підготовленого
природного газу на ринок та від транзиту природного газу іншим країнам,
враховуються також викиди сховищ природного газу.
3) Додано нову підкатегорію «Інші викиди від виробництва енергії», до враховуються
викиди від виробництва геотермальної енергії та інших виробництв енергії, які не включені
до категорій 1.B.1 або 1.B.2.
Аналіз ключових підкатегорій категорії «Викиди, пов’язані з витоками і
випаровуванням палив» в Україні у 2008–2012 роках показав таке.
Викиди від поводження з твердими викопними паливами (1.В.1 ЗФЗ). З твердих
викопних палив в Україні видобувається вугілля та лігніт (буре вугілля).
В Україні вугілля є одним з основних енергоносіїв. Видобуток вугілля здійснюється
як закритим, так і відкритим способом на діючих шахтах і розрізах, крім того, видобуток
вугілля здійснюється також на шахт, що знаходяться на різних стадіях закриття. До складу
підприємств, які пов’язані з подальшим поводженням з вугіллям, відносяться збагачувальні,
транспортні та інші підприємства.
При визначенні витоків при видобутку вугілля у підземних шахтах враховуються
викиди пластового газу в атмосферу від систем вентиляції повітря та від систем дегазації
вугільної шахти. Оскільки в Україні вугілля видобувається, як правило у підземних шахтах,
більшість з яких є метаноносними, підземний видобуток вугілля є ключовою підкатегорією
викидів, основну частину яких складає метан. Основними факторами, які визначають
інтенсивність викидів метану, є зміни обсягів видобування вугілля та обсягів утилізації
шахтного метану, адже роботи у цьому напрямку проводяться в Україні.
Викиди від подальшого поводження з вугіллям включають метан і CO2, що
вивільняються після підняття видобутого вугілля на поверхню, при його обробці,
складуванні та транспортуванні. У 2011 році частка викидів від подальшого поводження з
вугіллям, що було видобуто у шахтах, становило 11,6% викидів шахтного метану. Основним
фактором, що визначають інтенсивність викидів, є обсяг видобутку вугілля, тому для
України ця під категорія є ключовою.
55
Відкритим способом в Україні видобувають лише буре вугілля, для покладів якого
характерний низький вміст метану. Крім того, обсяги видобутку бурого вугілля невеликі,
тому викиди ПГ від цієї діяльності незначні, а підкатегорія не є ключовою.
Відповідно до методології МГЕЗК, при відкритому видобутку вугілля наступні
викиди метану є мізерно малими, тому що вважається, що більша частка метану виділяється
в атмосферу під час розкриття і розробки вугільного шару. Тому ця під категорія не є
ключовою.
Оскільки останніми роками в Україні проходить процес закриття нерентабельних
шахт, актуальною є проблема оцінки викидів від закритих шахт, що необхідно враховувати
при переході на Методику МГЕЗК 2006 року. Але частина з них затоплюється водою, тому
ця категорія не є ключовою.
Більша частина відведеного шахтного метану в Україні спалюється в факелах, тобто
відбувається перетворення метану в CO2.
У таблиці 2.63 наведено узагальнену інформацію щодо підкатегорій викидів у
категорії «Тверді види палива 1.B.1 ЗФЗ», які були наявні в Україні у 2008–2011 роках.
Таблиця 2.60 – Підкатегорії категорії «Викиди від поводження з твердими викопними паливами
1.B.1 ЗФЗ», які були наявні в Україні у 2008–2011 роках
Категорія джерел МГЕЗК Газ Індикатор ключової категорії
2008 2009 2010 2011
1.B.1.a. Видобування і обробка вугілля
1.B.1.а.і. Підземні шахти
1.B.1.а.і.1 Видобування СН4 + + + +
СО2 + + + +
1.B.1.а.і.2 Викиди пластового газу на етапі після
видобування
СН4 + + + +
1.B.1.а.іі. Видобування відкритим способом
1.B.1.a.ii.1 Видобування СН4 - - - -
1.B.1.a.ii.2 Викиди супутніх газів після
видобування
СН4 - - - -
1.B.1.b. Перетворення твердих палив СО2 враховано у категорії 2.В.5
1.В.1.с. Інші викиди СН4 - - - -
Викиди від витоків при операціях з нафтою (1.В.2.a). Ця підкатегорія включає
викиди від вентилювання і скидання газу в атмосферу, факельного спалювання та всіх інших
джерел летючих викидів, пов’язаних з розвідкою, видобуванням, передачею, підвищенням
якості й переробкою сирої нафти й газового конденсату та розподілом нафтопродуктів
56
В Україні має місце видобуток нафти та газового конденсату. Викиди при розвідці
нафти – це викиди (виключаючи вентилювання та факельне спалювання) від буріння
нафтової свердловини, випробування пластів і закінчення свердловини. Викиди при
видобуванні включають всі викиди, які мають місце на гирлі нафтової свердловини до
початку системи транспортування нафти – викиди, пов’язані з обслуговуванням
свердловини, транспортуванням необробленої продукції (наприклад, відходів свердловин),
від устаткування для очищення або екстракції, операцій з видобування й підвищення якості
нафти, систем зворотного закачування попутного газу, систем видалення вод пластів.
Викиди, пов’язані з транспортуванням товарної сирої нафти (включаючи стандартну
та важку нафту і бітум) до нафтопереробних заводів. В Україні транспортування нафти
здійснюється в основному трубопровідним транспортом. Основними джерелами викидів тут
є втрати від випаровування нафтопродуктів при зберіганні та летючі витоки устаткування.
Викиди при переробці нафти – це викиди нафтопереробних підприємств, які
обробляють сиру нафту і газовий конденсат для отримання кінцевих продуктів
нафтопереробки (перш за все палив і мастил). Супутні викиди, що виникають при
підвищенні якості нафти, відносяться до сектора видобування, а не переробки, оскільки
устаткування для підвищення якості нафти часто об’єднане з видобувним, і важко
встановити їх відносні внески в викиди. Якщо підвищення якості нафти проводиться на
нафтопереробних чи когенераційних установках або на іншому промисловому устаткуванні,
то у цих випадках важко встановити відносний внесок у викиди від підвищення якості
нафти.
При розподілі продуктів переробки нафти викиди виникають при їх транспортуванні
й розподілі, включаючи устаткування для роздрібної торгівлі. Основними джерелами викидів
цього сектора є втрати від випаровування при зберіганні, заповненні й розвантаженні та
витоки устаткування.
Оскільки обсяги видобутку нафти та газового конденсату, його транспортування, у
тому числі транзит до інших країн, та переробки останніми роками є незначними, усі
підкатегорії, пов’язані з поводженням з нафтою не є ключовими.
У таблиці 2.61 наведено узагальнену інформацію щодо підкатегорій та джерел
викидів у категорії «Викиди від витоків при операціях з нафтою 1.B.2 ЗФЗ», які були наявні
в Україні у 2008–2011 роках.
57
Таблиця 2.61 – Підкатегорії категорії «Викиди від витоків при операціях з нафтою 1.B.2.a ЗФЗ»,
які були наявні в Україні у 2008–2011 роках
Категорія джерел МГЕЗК Газ Індикатор ключової категорії
2008 2009 2010 2011
1.B.2.a. Нафта
1.B.2.a.і. Розвідка СН4 - - - -
СО2 - - - -
1.B.2.a.іі. Видобування СН4 - - - -
СО2 - - - -
1.B.2.a.ііі. Транспортування СН4 - - - -
СО2 - - - -
1.B.2.a.іv. Переробка СН4 - - - -
СО2 - - - -
1.B.2.a.v. Розподіл СН4 - - - -
СО2 - - - -
1.B.2.a.vі. Інші не визначались
1.В.2.с. Вентелювання
1.В.2.с.і. Нафта СН4 - - - -
СО2 - - - -
1.В.2.с. Факельне спалювання
1.B.2.с.і. Нафта СН4 - - - -
СО2 + + + +
Викиди від витоків при операціях з природним газом (1.В.2.b).
До цією підкатегорії включають викиди від вентилювання та скидання газу в
атмосферу, факельного спалювання і всіх інших джерел, пов’язаних з розвідкою,
видобуванням, підготовкою до транспортування, транспортуванням, зберіганням і
розподілом природного газу (включаючи як попутний, так і природний газ).
Україна має суттєві запаси природного газу, тому в ній має місце діяльність, пов’язана
з його розвідкою. До цієї підкатегорії відносять викиди (виключаючи вентилювання та
скидання газу в атмосферу і факельне спалювання) від бурінні газових свердловин,
випробування пластів і закінчення свердловин.
Підкатегорія «Видобування» враховує викиди, які виникають на всьому ланцюжку від
гирла газової свердловини до вхідного отвору установки з підготовки газу до
транспортування або до точки приєднання до системи газопередачі, якщо підготовка газу не
проводиться. Сюди відносяться викиди, пов’язані з обслуговуванням свердловини, збором
газу, його попередньою підготовкою і видаленням відпрацьованих вод. Оскільки в Україні
досить суттєві обсяги видобутку природного газу, то ця підкатегорія є ключовою.
58
У підкатегорії «Транспортування» враховуються викиди від систем транспортування
природного газу враховується його транспортування промисловим споживачам і системам
розподілу природного газу, а також викиди від транзиту природного газу іншим країнам.
Україна є потужним транзитером природного газу. Через розгалужену систему
магістральних трубопроводів здійснюється транспортування природного газу власного
видобутку споживачам у середині країни, крім того, для внутрішніх споживачів та для країн
Європи здійснюється транспортування ромійського природного газу. При чому специфічною
ососбливістю ГТС України є те, що її магістральні газопроводи одночасно транспортують газ
внутрішнім споживачам і здійснюють транзит газу до інших країн. В останні роки
співвідношення обсяги транспортування природного газу для потреб споживачів України
становили приблизно половину обсягів транзитних поставок. Отже, підкатегорія
транспортування природного газу є ключовою, вплив якої на загальні обсяги викидів ПГ від
категорії «Викиди, пов’язані з витоками» є найбільшим.
Розгалуженою є системи газорозподільчих мереж, які поставляють природний газ
невеликим споживачам України. Ця підкатегорія також є ключовою для України.
До підкатегорії «Інші витоки» включено витоки при споживанні природного газу
промисловими споживачами та електростанціями і у житловому та комерційному секторах.
При визначенні викидів від підкатегорії «Вентилювання та скидання газу в
атмосферу» враховуються викиди від скидання в атмосферу природного газу, а у підкатегорії
«Факельне спалювання» – викиди від факельного спалювання природного газу і потоків газу
(випаровувань) від устаткування на об’єктах газової галузі. Обидві кпідкатегорії не є
ключовими в Україні.
У таблиці 2.62 наведено узагальнену інформацію щодо підкатегорій та джерел
викидів у категорії «Викиди від витоків при операціях з природним газом 1.B.2 ЗФЗ», які
були наявні в Україні у 2008–2011 роках.
Таблиця 2.62 – Підкатегорії категорії «Викиди від витоків при операціях з природним газом
1.B.2.b ЗФЗ», які були наявні в Україні у 2008–2011 роках
Категорія джерел МГЕЗК Газ Індикатор ключової категорії
2008 2009 2010 2011
1.B.2.b. Природний газ
1.B.2.b.і. Розвідка СН4 + + + +
СО2 - - - -
1.B.2.b.іі. Видобування та підготовка до
транспортування
СН4 + + + +
1.B.2.b.іі. Видобування та підготовка до
транспортування
СО2 - - - -
59
Продовження таблиці 2.62.
Категорія джерел МГЕЗК Газ Індикатор ключової категорії
2008 2009 2010 2011
1.B.2.b.ііі. Транспортування СН4 + + + +
СО2 - - - -
1.B.2.b.іv. Розподіл СН4 + + + +
СО2 - - - -
1.B.2.b.v. Інші СН4 + + + +
СО2 - - - -
1.В.2.с. Вентилювання
1.В.2.с.іі. Газ СН4 - - - -
СО2 - - - -
1.В.2.с. Факельне спалювання
1.B.2.с.іі. Газ СН4 - - - -
СО2 - - - -
Як видно з таблиць 2.60 - 2.62, основна частина ключових підкатегорій категорії
«Викиди від поводження з твердими викопними паливами» та «Викиди від витоків при
операціях з природним газом» є сталими у означений період, так само, як і неключові
підкатегорії категорії «Викиди від витоків при операціях з нафтою».
У таблиці 2.63 наведено аналіз змін у методології, коефіцієнтах викидів, даних про
діяльність, які були проведені при складанні Кадастрів України за 2008–2011 роки у
підкатегорії «Викиди від поводження з твердими викопними паливами» категорії «Викиди,
пов’язані з витоками», а саме при видобуванні та подальшому поводженні з вугіллям.
Таблиця 2.63 – Зміни у методології розрахунків викидів ПГ у підкатегорії «Видобування та
переробка вугілля» (категорія 1.B.1 a ЗФЗ) у 2008–2011 роках
2008 2009 2010 2011
Викиди
визначались за
методами рівня 1 та
рівня 3
Переглянутих
принципів МГЕЗК
1996.
Використовувалися
коефіцієнти МГЕЗК
за замовчуванням
та національні
коефіцієнти.
Використовувалися
наступні
В даній категорії
було виконано
перерахунок.
В таблицях ЗФЗ
було змінено
коефіцієнти
викидів CO2 для
наступних видів
діяльності:
1) Видобування
вугілля шахтним
способом: 0,04
кг/т
В даній категорії було виконано
перерахунок.
Інвентаризація викидів метану на
шахтах України виконана за
результатами вимірювань фактичної
витрати метану в вихідних
вентиляційних струменях газових
шахт та дебіту метану, що каптується
вакуум-насосними станціями (ВНС)
на поверхню, що відповідає рівню 3
МГЕЗК 1996 та Керівництва з
Ефективної практики.
Використано національні
коефіцієнти викидів метану для
оцінки викидів, що відбуваються на
Змін не
відбулося.
Перераху
нки не
проводил
ись.
60
2008 2009 2010 2011
національні
коефіцієнти викидів
CH4:
• 25,67 м3/т для
видобування
вугілля в шахтах;
• 1,4 м3/т – для
видобування
вугілля відкритим
способом;
• 2,0 м3/т – для
переробки та
транспортування
вугілля (при
видобуванні
підземним
способом);
• 0,2 м3/т - для
переробки та
транспортування
вугілля (при
видобуванні
відкритим
способом).
етапі після видобування вугілля з
шахт;
Використано оціночні дані МЕА
щодо об’ємів видобування лігніту в
2008-2010рр. для розрахунку викидів
від видобування відкритим способом
Змінилися коефіцієнти викидів CO2
та CH4 від видобутку вугілля
шахтним та відкритим способом.
В таблицях ЗФЗ було змінено
коефіцієнти викидів CO2 для
наступних видів діяльності:
1) Видобування шахтним методом:
0,4 кг/т
В таблицях ЗФЗ було змінено
коефіцієнти викидів CH4 для
наступних видів діяльності:
1) Видобування шахтним способом:
11,76 кг/т
2) Діяльність після видобування
шахтним способом: 1,23 кг/т
3) Видобування відкритим
способом: 0,94 кг/т
4) Діяльність після видобування
відкритим способом: 0,13 кг/т
На рисунках 2.24, 2.25 наведено зміни викидів парникових газів при видобутку і
поводженні з вугіллям у 2008–2011 роках.
Рисунок 2.24 – Зміни викидів ПГ при видобутку вугілля у підземних шахтах
61
Рисунок 2.25 – Зміни викидів парникових газів при поводженні з вугіллям після видобутку
На рисунку 2.26 наведено зміни викидів парникових газів при перетворенні твердих
палив у 2008–2011 роках.
Рисунок 2.26 – Зміни викидів парникових газів при перетворенні твердих видів палива
Для оцінки викидів ПГ при видобутку і подальшому поводженні з вугіллям
використовується метод рівня 2 з використанням даних про кількість видобутого вугілля
згідно з Керівними вказівками МГЕЗК з ефективної практики та врахування факторів
невизначеності в національних кадастрах.
Аналітична модель залежності викидів ПГ від об’ємів діяльності для видобування
вугілля у підземних шахтах описується виразом
24 ,, COCHpCFEFADE pipi
ip , (2.5)
де i – вид діяльності – видобуток шахтним або відкритим способом;
ipE – викиди ПГ ( СН4 або СО2) від певного виду діяльності, Гг;
iAD – річний обсяг видобутку вугілля шахтним або відкритим способом, млн. т;
62
ipEF – національні коефіцієнт викидів кожного виду ПГ p при кожному виді
діяльності і, м3/т;
pCF – коефіцієнт перерахування об’ємних часток відповідного ПГ у вагові
(наприклад, 4CHCF =0,67·10-6 Гг/м
3 при густині за умов температури 20° С і тиску 1 атм).
Аналогічно розраховуються викиди ПГ при подальшому поводженні з вугіллям, яке
видобуто у шахтах та відкритим способом та поводженні з ним.
При розрахунку річної кількість викидів метану від видобування вугілля у підземних
шахтах враховується, що частина метану в Україні утилізується. При чому крім утилізації
метану з отриманням теплової та електричної енергії на деяких шахтах використовується
факельне спалювання (деструкція) метану. Для оцінки викидів вуглекислого газу при
спалюванні метану на факелі використовуються дані про масу спаленого метану із
застосуванням коефіцієнта ефективності спалювання 0,98, який прийнятий на підставі
рекомендацій Керівних принципів МГЕЗК 2006. Викиди недопаленої метану віднімаються із
загального обсягу утилізованого метану.
Таким чином, річна кількість викидів метану від видобування вугілля шахтним
способом розраховується за формулою
шахтСН
шахтСНСН
EREYE444
_ , (2.6)
де шахт
СНYE
4_ – річна кількість викидів метану від видобування вугілля шахтним
способом;
шахтСН
ER4
– кількість рекуперованого метану (використаного в енергетичних
установках або спаленого у факелах).
Оскільки методика оцінки викидів від закритих шахт не представлена в Переглянутих
Керівних Принципів МГЕЗК 1996 року та Керівництва з ефективної практики МГЕЗК
200 року, то інвентаризація викидів метану від цього джерела виконувалась на підставі даних
про фактичні виміри дебіту газу, що витікає на поверхню від закритих шахт. Утилізація
метану від закритих шахт в Україні не проводиться.
Викиди від перетворення твердих палив враховуються у категорії 2.В.5.
У таблиці 2.64 наведено аналіз змін у методології та коефіцієнтах викидів, які були
проведені при складанні Кадастрів України за 2008–2011 роки у підкатегорії «Викиди від
витоків при операціях з нафтою» категорії «Викиди, пов’язані з витоками».
63
Таблиця 2.64 – Зміни у методології розрахунків викидів ПГ у категорії «Викиди від витоків при
операціях з нафтою» (категорія 1.B.2 a ЗФЗ) у 2008–2011 роках
2008 2009 2010 2011
Керівництва з
ефективної практики:
• 4,9⋅107 Гг/тис. м
3 -
для СО2;
• 5,4⋅106 Гг/тис. м
3 -
для СН4.
Розвідування нафтових родовищ
Для оцінки викидів були прийняті
нові коефіцієнти «за
замовчуванням» відповідно до
Керівництва з ефективної практики:
Для буріння свердловин;
4,3∙10-7
Гг СН4/кількість геолого-
розвідувальних свердловин, що
закінчилися бурінням;
2,8∙10-8 Гг СО2/ кількість геолого-
розвідувальних свердловин, що
закінчилися бурінням.
Для перевірки свердловин:
2,7∙10-4 Гг СН4/ кількість геолого-
розвідувальних свердловин, що
закінчилися бурінням;
5,7∙10-3 Гг СО2/ кількість геолого-
розвідувальних свердловин, що
закінчилися бурінням;
6,8∙10-8 Гг N2O/ кількість геолого-
розвідувальних свердловин, що
закінчилися бурінням.
Для обслуговування свердловин:
6,4∙10-5 Гг СН4/кількість діючих
експлуатаційних газових
свердловин;
4,8∙10-7 Гг СО2/ кількість діючих
експлуатаційних газових
свердловин.
Видобування нафти.
Для оцінки викидів були прийняті
нові коефіцієнти «за
замовчуванням» відповідно до
Керівництва з ефективної практики:
Для летких викидів:
1,45∙10-3 Гг/тис.м3 видобутої
нафти – для СН4;
2,7∙10-4 Гг/тис.м3 видобутої нафти
– для СО2.
Прийняті наступні коефіцієнти
викидів при транспортуванні нафти
по нафтопроводах:
4,9∙10-7 Гг/тис. м3 - для СО2;
5,4∙10-6 Гг/тис. м3 - для СН4.
Змін не
відбулося.
Перерахунки
не
проводились.
Змін не
відбулося.
Перерахунки
не
проводились.
64
Продовження таблиці 2.64.
2008 2009 2010 2011
Прийняті наступні коефіцієнти
викидів метану для переробки та
зберігання нафти:
1000 кг CH4/ПДж – при переробці
нафти;
200 кг CH4/ПДж – при зберіганні
нафти.
В таблицях ЗФЗ було змінено
коефіцієнти викидів CO2 для
наступних видів діяльності:
1) Розвідка нових нафтових
родовищ: 70,82 кг/к-ть свердловин
2) Видобування: 1450 кг/тис. м3
В таблицях ЗФЗ було змінено
коефіцієнти викидів CH4 для
наступних видів діяльності:
1) Розвідка нових нафтових
родовищ: 188,84 кг/к-ть
свердловин
2) Видобування: 270 кг/тис. м3
На рисунку 2.27 наведено зміни викидів парникових газів при поводженні з нафтою у
2008–2011 роках.
Рисунок 2.27 – Зміни викидів ПГ при видобуванні та поводженні з нафтою
Для оцінки викидів ПГ від витоків при операціях з нафтою використовується метод
Рівня 1 з використанням коефіцієнтів по умовчанню згідно з Керівними вказівками МГЕЗК з
ефективної практики.
Для оцінки викидів ПГ від діяльності з буріння свердловин при розвідці нафти була
застосована формула
65
24. ,, COCHpEFNE бурpсв
бурp , (2.7)
де бурpEF – коефіцієнти викидів ПГ, Гг/свердловину, що завершена бурінням;
.свN – кількість геологорозвідувальних свердловин, які завершено бурінням.
Викиди метану та СО2 від перевірки свердловин розраховуються за формулою (2.7) з
використанням відповідних коефіцієнтів викидів СН4 та СО2 та .свN .
Викиди метану та СО2 при обслуговуванні свердловин розраховуються за формулою
(2.7) з використанням відповідних коефіцієнтів викидів СН4 та СО2 та в якості даних про
діяльність – кількості діючих експлуатаційних нафтових свердловин.
Інформація про кількість геологорозвідувальних свердловин, що завершено бурінням,
та кількості діючих експлуатаційних нафтових свердловин була надана НАК «Нафтогаз
України».
Викиди ПГ від видобування та транспортування нафти виконувались згідно формули
24 ,, COCHpCFEFADE pipi
ip , (2.8)
де i – вид діяльності – видобування або транспортування нафти;
ipE – викиди ПГ ( СН4 або СО2) від певного виду діяльності, Гг;
iAD – річний обсяг видобутку або транспортування нафти, тис. т;
ρ – густина нафти, що видобувається, т/м3;
ipEF – коефіцієнти викидів кожного виду ПГ p при кожному виді діяльності і,
Гг/тис м3
видобутої (транспортованої) нафти.
При визначенні викидів ПГ при видобутку густина нафти була приймалась на рівні
0,865 т/м3, визначена на підставі даних про густину нафти в градусах АРІ для України
(значення дорівнює 40,1). З даних середньозваженої густини нафти випливає, що за
значенням густини цю нафту умовно можна віднести до категорії легких. Обсяги видобутку
нафти бралися згідно даних статистичної форми 1-П.
Оскільки обсяги транспортування нафти через територію України значно
перевищують обсяги власного видобутку, то для переводу кількості нафти, що
транспортується з одиниць маси, які фіксують нафтотранспортні підприємства, в об'ємні
одиниці, використовувалася середня густина російської експортної суміші Urals - 0,865 т/м3.
Викиди метану від переробки нафти і газового конденсату розраховувались згідно
підходу Рівня 1 методології МГЕЗК із застосуванням коефіцієнтів емісії по умовчанню за
формулою
66
.
..
44
перCHпер
перCH
EFADE , (2.9)
де .
4
перCH
E – викиди СН4 від переробки нафти та конденсату, Гг;
.перAD – дані про діяльність за рік – кількість переробленої нафти, ПДж;
.
4
перCH
EF – коефіцієнт викидів метану, Гг/ПДж.
Для визначення викидів СО2 при поводженні з нафтою в затверджених методиках
МГЕЗК коефіцієнти не наведено, тому викиди в цієї категорії не оцінювались.
Відповідно до глави 1.8.2 Переглянутих керівних принципів [4], продукти переробки
нафти містять незначну кількість метану, тому викиди СН4 при транспортуванні й розподілі
нафтопродуктів не оцінювалися. У зв’язку з відсутністю затвердженої методики МГЕЗК
викиди СО2 у цій підкатегорії теж не оцінювались.
У табл. 2.65 наведено аналіз змін у методології та коефіцієнтах викидів, які були
проведені при складанні Кадастрів України за 2008–2011 роки у підкатегорії «Викиди від
витоків при операціях з природним газом» категорії «Викиди, пов’язані з витоками».
Таблиця 2.65 – Зміни у методології розрахунків викидів ПГ у категорії «Викиди від витоків при
операціях з природним газом » (категорія 1.B.2 b ЗФЗ) у 2008–2011 роках
2008 2009 2010 2011
Видобування
природного газу.
Викиди при
видобуванні
природного газу
визначались
відповідно до
рекомендацій
Керівництва з
ефективної
практики:
2,9 т/млн. м3 -
для СН4;
95 кг/млн. м3 -
для СО2.
Були визначені
наступні питомі
викиди метану:
• 6458 м3/(км⋅рік)
від лінійної
частини
магістральних
газопроводів;
Розвідування родовищ
природного газу: для
оцінки викидів були
прийняті нові
коефіцієнти за
замовчуванням
відповідно до
Керівництва з ефективної
практики:
6,4∙10-5
Гг СН4/кількість
діючих
експлуатаційних
газових свердловин;
4,8∙10-7
Гг СО2/
кількість діючих
експлуатаційних
газових свердловин
Видобування
природного газу
2,9 т/млн. м3 - для СН4;
95 кг/млн. м3 - для СО2.
В таблицях ЗФЗ було
змінено коефіцієнти
Для оцінки викидів були
прийняті нові коефіцієнти
за замовчуванням
відповідно до Керівництва
з ефективної практики:
В таблицях ЗФЗ було
змінено коефіцієнти
викидів CO2 для наступних
видів діяльності:
1) Виробництво/переробка
газу: 122 кг/млн. м3
2) Передача:
26 562,92 кг/тис. км
3) Розподілення: 7 489,17
кг/тис. км
4) Витоки при споживанні
населенням: 1 252,48,11
кг/ПДж
5) Витоки при споживанні
підприємствами:
2 503,91 кг/ПДж
В таблицях ЗФЗ було
змінено коефіцієнти
викидів CH4 для
Змін не
відбулося.
Перерахунки
не
проводились.
67
Продовження таблиці 2.65.
2008 2009 2010 2011
• 11970
м3/(МВт⋅рік) на
КС;
• 12000
м3/(ГРС⋅рік) на
ГРС.
Коефіцієнти при
споживанні
природного газу.
Викиди метану від
витоків у
споживачів
розраховувалися
відповідно до
підходу,
визначеного
МГЕЗК
1996.Коефіцієнти
викидів
приймалися
рівними середнім
значенням з
запропонованого
діапазону «за
замовчуванням»
для країн бувшого
СРСР:
• 280 т/ПДж –
витоки на
промислових
підприємствах та
електростанціях;
• 140 т/ПДж -
витоки в
житловому та
комерційному
секторах.
викидів CO2 для
наступних видів
діяльності:
1) Розвідка нових
газових родовищ: 0,48
кг/к-ть свердловин
2) Передача: 13457,48
кг/тис. км
3) Розподілення: 3
686,19 кг/тис. км
4) Витоки при
споживанні населенням:
615,11 кг/ПДж
5) Витоки при
споживанні
підприємствами:
1 232,43 кг/ПДж
Для оцінки викидів при
обслуговуванні
свердловин:
6,4∙10-5
Гг СН4/кількість
діючих експлуатаційних
газових свердловин;
4,8∙10-7
Гг СО2/
кількість діючих
експлуатаційних газових
свердловин
Видобування природного
газу
2,9 т/млн. м3 - для СН4;
95 кг/млн. м3 - для СО2.
В таблицях ЗФЗ було
змінено коефіцієнти
викидів CO2 для
наступних видів
діяльності:
6) Розвідка нових
газових родовищ: 0,48
кг/к-ть свердловин
7) Передача: 13 457,48
кг/тис. км
8) Розподілення: 3
686,19 кг/тис. км
9) Витоки при
споживанні населенням:
615,11 кг/ПДж
10) Витоки при
споживанні
наступних видів
діяльності:
1) Виробництво/переробка
газу: 3 780 кг/млн. м3
2) Передача:
2 913 646,51 кг/тис. км
3) Витоки при споживанні
населенням: 139 500
кг/ПДж
4) Витоки при споживанні
підприємствами: 279 500
кг/ПДж
1) В таблицях ЗФЗ було
змінено коефіцієнти
викидів N2O для наступних
видів діяльності:
2) Викиди при спалюванні
на факелі:
0,05 кг/ млн. м3
68
Продовження таблиці 2.65
2008 2009 2010 2011
підприємствами:
1 232,43 кг/ПДж.
Для оцінки викидів при
обслуговуванні
свердловин:
6,4∙10-5
Гг СН4/кількість
діючих експлуатаційних
газових свердловин;
4,8∙10-7
Гг СО2/кількість
діючих експлуатаційних
газових свердловин;
Викиди при видобуванні
природного газу:
2,9 т/млн. м3
- для СН4;
95 кг/млн. м3 - для СО2.
Викиди метану:
від лінійної частини
магістральних
газопроводів – 7500
м3/(км х рік);
на КС –
11970 м3/(МВт х рік);
на ГРС –
100 м3/(ГРС х год).
Коефіцієнти викидів
метану:
280 т/ПДж – витоки на
промислових
підприємствах та
електростанціях;
140 т/ПДж – витоки в
житловому та
комерційному секторах.
В таблицях ЗФЗ було
змінено коефіцієнти
викидів CH4 для
наступних видів
діяльності:
Розвідка нових газових
родовищ: 64 кг/к-ть
свердловин
На рисунках 2.29 – 2.34 наведено зміни викидів парникових газів при поводженні з
природним газом у 2008–2011 роках.
69
Рисунок 2.28 – Зміни викидів ПГ при видобуванні та переробці природного газу
Рисунок 2.29 – Зміни викидів ПГ при транспортуванні природного газу
Рисунок 2.30 – Зміни викидів ПГ при розподіленні природного газу
Рисунок 2.31 – Зміни викидів ПГ при споживанні природного газу на промислових
підприємствах та електростанціях
70
Рисунок 2.32 – Зміни викидів ПГ при споживанні природного газу у житловому та
комерційному секторах
Для оцінки викидів ПГ від витоків при операціях з природним газом
використовується метод Рівня 1 з використанням коефіцієнтів по умовчанню згідно з
Керівними вказівками МГЕЗК з ефективної практики.
Оскільки вихідні дані щодо геологорозвідувального буріння не розділені окремо на
буріння на нафту і природний газ, то викиди від геологорозвідувального буріння
враховуються в категорії 1.B.2.ai «Розвідка родовищ нафти».
Для оцінки викидів від обслуговування газових свердловин прийняті коефіцієнти
«про умовчанню» відповідно до Керівництва з ефективної практиці.
Викиди метану та СО2 при обслуговуванні газових свердловин розраховано за
формулою (3) з використанням відповідних коефіцієнтів викидів СН4 та СО2 та в якості
даних про діяльність – кількості діючих експлуатаційних газових свердловин. Інформація
про кількість діючих експлуатаційних газових свердловин була надана НАК «Нафтогаз
України».
Викиди при видобуванні та підготовці до транспортування природного газу
визначалися відповідно до рекомендацій Керівництва з ефективної практиці і коефіцієнтами
за замовчуванням згідно формули:
24.
.. ,, COCHpEFADE вид
pвидвидp , (2.10)
де .видpE – викиди ПГ ( СН4 або СО2) при видобуванні природного газу, Гг;
.видAD – річний обсяг видобутку природного газу, млн м
3;
.видpEF – коефіцієнти викидів кожного виду ПГ p при видобутку, Гг/млн м
3
видобутого газу.
71
Викиди від спалювання у факелах при видобутку природного газу визначалися за
формулою
ONCOCHpEFADEфpвид
фp 224. ,,, , (2.11)
де фpE – викиди ПГ при факельному спалюванні природного газу, Гг;
.видAD – річний обсяг видобутку природного газу, млн м
3;
фpEF – коефіцієнти викидів кожного виду ПГ p при видобутку, Гг/млн м
3 видобутого
газу.
При визначенні викидів від транспортування магістральними газопроводами та
розподілу газу використано залежність:
24 ,, COCHpEFADE ipi
ip , (2.12)
де ipE – викиди ПГ від транспортування магістральними газопроводами та розподілу
газу, Гг;
iAD – довжина, відповідно, магістральних газопроводів (МГ) для визначення викидів
від транспортування та газорозподільчих мереж (ГРМ) для розподілу, тис км;
ipEF – коефіцієнти викидів кожного виду ПГ p, відповідно, при транспортуванні газу
та його розподілі, Гг/тис км МГ або ГРМ.
Для розрахунку викидів метану від газорозподільних мереж застосовувався середній
питомий показник викидів метану по умовчанню.
Для розрахунку викидів СО2 при транспортуванні та розподілі природного газу були
використані дані про склад природного газу в газотранспортній системі України, отримані
від ПАТ «Укртрансгаз» НАК «Нафтогаз України» і визначено середньозважене вміст
вуглекислого газу в природному газі в ГТС України.
Викиди метану від витоків у споживачів розраховувались з використанням підходу,
визначеного Переглянутими керівними принципами 1996 року згідно формули
24 ,, COCHpEFADE ipi
ip , (2.13)
тут ipE – викиди ПГ від споживання газу промисловими підприємствами та
електростанціями або домогосподарствами та комерційним сектором, Гг;
72
iAD – кількість спожитого природного газу, відповідно, промисловими
підприємствами та електростанціями або домогосподарствами та комерційним сектором,
ПДж;
ipEF – коефіцієнти викидів кожного виду ПГ p, відповідно, при споживанні газу,
відповідно, промисловими підприємствами та електростанціями або домогосподарствами та
комерційним сектором, Гг/ПДж спожитого газу.
Коефіцієнти викидів метану приймалися рівними середнім значенням з діапазону по
умовчанню для країн колишнього СРСР.
На підставі даних про витоки природного газу та вмісті в ньому вуглекислого газу
були розраховані значення викидів СО2 при споживанні природного газу.
Аналітичні моделі залежності викидів ПГ від об’ємів діяльності у підкатегорії
«Відведення та спалювання на факелі»
У таблиці 2.66 наведені зміни у методології у цій категорії.
Таблиця 2.66 – Зміни у методології розрахунків викидів ПГ у категорії «Відведення та
спалювання на факелі» (категорія 1.B.2.c) у 2008–2011 роках
2008 2009 2010 2011
Викиди
визначались за
методом рівня 1
Переглянутих
принципів МГЕЗК
1996.
Використовувалися
коефіцієнти МГЕЗК
за замовчуванням
та національні
коефіцієнти
При видобуванні нафти:
Для оцінки викидів були прийняті
нові коефіцієнти «за
замовчуванням» відповідно до
Керівництва з ефективної практики:
Для врахування викидів при
відведенні (Venting):
138,1∙10-5
Гг/тис.м3 видобутої нафти
– для СН4;
1,2∙10-5
Гг/тис.м3 видобутої нафти –
для СО2.
Для врахування викидів при
спалюванні на факелі:
13,75∙10-5
Гг/тис.м3 видобутої нафти
– для СН4;
6,7∙10-2
Гг/тис.м3 видобутої нафти –
для СО2;
6,4∙10-7
Гг/тис.м3 видобутої нафти –
для N2O.
В таблицях ЗФЗ було змінено
коефіцієнти викидів CO2 для
наступних видів діяльності:
При
видобуванні
природного
газу:
В таблицях ЗФЗ
було змінено
коефіцієнти
викидів CO2 для
наступних видів
діяльності:
Викиди при
відведенні
(вентиляції):
8 314,66 кг/
млн. м3
Викиди при
спалюванні на
факелі: 3 900 кг/
млн. м3
Змін не
відбулося.
Перерахунки
не
проводились
73
Продовження таблиці 2.66
2008 2009 2010 2011
Викиди при відведенні (Venting):
12 кг/ млн. м3
Викиди при спалюванні на факелі:
67 000 кг/ тис. м3
В таблицях ЗФЗ було змінено
коефіцієнти викидів CH4 для
наступних видів діяльності:
Викиди при відведенні (Venting):
1 381,00 кг/ млн. м3
Викиди при спалюванні на факелі:
137,50 кг/ тис. м3
В таблицях ЗФЗ було змінено
коефіцієнти викидів N2O для
наступних видів діяльності:
Викиди при спалюванні на факелі:
0,64 кг/ тис. м3При видобуванні
природного газу:
В таблицях ЗФЗ було змінено
коефіцієнти викидів CO2 для
наступних видів діяльності:
Викиди при відведенні (вентиляції):
4 212,43 кг/ млн. м3
В таблицях ЗФЗ було змінено
коефіцієнти викидів CH4 для
наступних видів діяльності:
Викиди при відведенні (вентиляції):
938 748,18 кг/ млн. м3
На рисунку 2.33–2.35 наведено зміни викидів парникових газів при факельному
спаленні та відведенні (вентилюванні) у 2008–21011 роках.
Рисунок 2.33 – Зміни викидів ПГ при факельному спалюванні при видобуванні нафти
74
Рисунок 2.34 – Зміни викидів ПГ при спалюванні на факелі при видобуванні природного газу
Рисунок 2.35 – Зміни викидів ПГ при відведенні (вентилюванні) природного газу
Методологію розрахунків цих викидів аналогічна методології розрахунку викидів,
пов’язаних з витоками, при поводженні з нафтою та природним газом.
2.2. Категорія джерел викидів «Промислові процеси»
2.2.1. Загальна характеристика категорії «Промислові процеси»
У даному розділі наводиться короткий опис категорій викидів сектору «Промислові
процеси та використання продукції» у відповідності до Переглянутих Керівних Принципів
МГЕЗК 1996 року. Це обумовлено тим фактом, що в останній з доступних національних
інвентаризацій викидів ПГ (за 1990-2011 роки) використовується категоріальний поділ згідно
з цим документом, оскільки ще не розроблений новий формат таблиць загального формату
звітності (ЗФЗ або CRF(common reporting format)), що відповідав би Керівним Принципам
МГЕЗК 2006 року. Керівні Принципи МГЕЗК 2006 року на даний момент є
рекомендованими до використання і стануть обов’язковими з 2015 року. Порівняно з
Переглянутими Керівними Принципами 1996 року вони містять ряд відмінностей, які будуть
описані нижче.
75
У секторі «Промислові процеси» розглядаються викиди, пов’язані з промисловими
процесами, використанням парникових газів у складі продукції та неенергетичним
використанням викопного паливного вуглецю. Багато видів промислового виробництва
пов’язані з викидами парникових газів. Основними джерелами викидів є викиди від
промислових процесів хімічної чи фізичної переробки матеріалів (наприклад, доменні печі у
сталеливарній промисловості; аміак та інші хімічні продукти з викопного палива, що
використовуються в якості хімічної сировини; цементне виробництво, ці процеси є
прикладами промислових процесів, пов’язаних з викидами значного обсягу діоксиду
вуглецю.). В результаті цих процесів утворюються різні парникові гази, у тому числі діоксид