ГОСТ Р 71767-2024. Национальный стандарт Российской Федерации. Система стандартов реализации климатических проектов. Методика для проектов по использованию технологии регенерации отработанного смазочного масла
Актуально на 01.11.2026.
Как цитировать: "ГОСТ Р 71767-2024. Национальный стандарт Российской Федерации. Система стандартов реализации климатических проектов. Методика для проектов по использованию технологии регенерации отработанного смазочного масла". ГОСТ Р 71767-2024. https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-71767-2024
(утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 02.11.2024 № 1595-ст)
Примечание
Документ введен в действие с 01.01.2025.
Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 2 ноября 2024 г. № 1595-ст
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
СИСТЕМА СТАНДАРТОВ РЕАЛИЗАЦИИ КЛИМАТИЧЕСКИХ ПРОЕКТОВ
МЕТОДИКА ДЛЯ ПРОЕКТОВ ПО ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИИ РЕГЕНЕРАЦИИ ОТРАБОТАННОГО СМАЗОЧНОГО МАСЛА
System of standards for implementing carbon offsetting projects. Methodology for spent lube oil regeneration projects
13.020.20
Дата введения 1 января 2025 года
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Саморегулируемой организацией «Ассоциация утилизаторов отходов „Клевер“ совместно с Обществом с ограниченной ответственностью „НИИ экономики связи и информатики „Интерэкомс“ (ООО „НИИ „Интерэкомс“) и Федеральным государственным автономным учреждением „Научно-исследовательский институт „Центр экологической промышленной политики“ (ФГАУ „НИИ „ЦЭПП“)»
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 020 «Экологический менеджмент и экономика»
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 2 ноября 2024 г. № 1595-ст
Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)
Введение
Практика реализации климатических проектов была начата в период действия Киотского протокола. После окончания его действия политика в области сокращения выбросов парниковых газов реализовывалась в рамках национальных юрисдикций (например China Certified Emission Reductions, Carbon Registry — India и др.), а также в рамках частных программ выпуска углеродных единиц (например Verified Carbon Standard, Gold Standard, Global Carbon Council и др.). В настоящее время Парижское соглашение, подписанное 194 странами после окончания действия Киотского протокола, предусматривает в том числе рыночные механизмы сокращения выбросов парниковых газов и передачу на международный уровень результатов реализации мероприятий по предотвращению изменения климата. Таким образом, рыночные механизмы поддержки проектов по сокращению выбросов парниковых газов активно развиваются как на локальном, так и на глобальном уровнях.
В рамках функционирования вышеназванных механизмов постепенно вырабатывались принципы качества климатических проектов. К таким принципам относятся, например, дополнительность проекта, точные и надежные методы учета сокращения выбросов и увеличения поглощения, отсутствие двойного учета, постоянство достигнутых сокращений выбросов. Высокое качество климатических проектов, а также прозрачность процесса их реализации являются основным условием их конкурентоспособности на рынке углеродных активов.
В Российской Федерации реализация климатических проектов регулируется [1]. Статья 5 [1] предусматривает разработку и утверждение документов национальной системы стандартизации в области ограничения выбросов парниковых газов, в том числе в отношении реализации климатических проектов и определения углеродного следа.
Комплекс национальных стандартов «Система стандартов реализации климатических проектов» основывается на лучших международных практиках, выработанных различными программами выпуска углеродных активов. За основу взяты базовые принципы и методическая база, выработанные входе реализации Механизма чистого развития — одного из рыночных механизмов Киотского протокола. Стандарты комплекса представляют собой руководящие документы в области реализации отдельных типов климатических проектов. Целями разрабатываемого комплекса национальных стандартов являются:
- оказание содействия государственным и частным компаниям, промышленным предприятиям, а также регулирующим органам в выполнении их обязательств по сокращению выбросов парниковых газов в рамках проектов, реализуемых в соответствии с [1];
- обеспечение качества углеродных единиц, выпускаемых в рамках российской системы реализации климатических проектов, унификация структуры и терминологии реализуемых климатических проектов;
- повышение прозрачности процесса реализации климатических проектов;
- достижение целей устойчивого развития как на национальном, так и на корпоративном уровнях, в частности, цели № 13 «Принятие срочных мер по борьбе с изменением климата и его последствиями».
1 Область применения
В настоящем стандарте установлена методика реализации проектов по использованию технологии регенерации отработанного смазочного масла.
Соответствие требованиям настоящего стандарта может быть заявлено при выполнении всех требований настоящего стандарта за исключением рекомендательных требований, указанных в разделе 6, а также рекомендаций по управлению рисками.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использована нормативная ссылка на следующий стандарт:
ГОСТ Р ИСО 14064-2 Газы парниковые. Часть 2. Требования и руководство по количественному определению, мониторингу и составлению отчетной документации на проекты сокращения выбросов парниковых газов или увеличения их поглощения на уровне проекта
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины, определения, обозначения и сокращения
3.1 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1.1 проект: Проект утилизации отработанных смазочных масел путем их регенерации с целью производства базового масла.
3.1.2 базовые масла: Жидкости минерального и/или синтетического (полусинтетического) происхождения, получаемые путем переработки нефти или отработанного масла, применяемые в качестве сырья для получения смазочных масел.
3.1.3 смазочные масла: Продукты на основе базового масла, используемые в качестве смазочного материала в узлах трения автомобильной техники, промышленных машин и механизмов, а также в быту для снижения износа, вызванного трением.
3.1.4 отработанные смазочные масла: Смазочные масла, утратившие потребительские свойства, собранные раздельно или в смеси.
3.1.5 утилизация отработанных смазочных масел: Полное или частичное восстановление их первоначальных свойств для использования по первоначальному или иному назначению, в том числе для производства аналогичной продукции (в т.ч. базовых масел), использования масел в качестве сырья для производства товарных нефтепродуктов или иной продукции.
3.1.6 регенерация отработанных смазочных масел: Подготовка и переработка (очистка) отработанных смазочных масел для получения базовых масел.
3.1.7 вторичные отходы; побочные продукты: Отходы (побочные продукты), полученные при регенерации отработанных смазочных масел.
3.1.8 предприятие по регенерации отработанного смазочного масла: Предприятие, на котором производится регенерация отработанного смазочного масла на специальных установках с целью получения базового масла.
3.1.9 предприятие по сжиганию отработанного смазочного масла: Предприятие, на котором производится сжигание отработанного смазочного масла в специализированном инсинераторе.
3.1.10 установка регенерации: Установка, предназначенная для удаления основных загрязняющих веществ из отработанных смазочных масел с помощью методов физической или химической обработки (отстаивание, фильтрация, центробежная очистка, адсорбция, коагуляция, термовакуумная сушка, селективное растворение загрязнителей отработанных масел и другие).
3.1.11 установка сжигания; инсинератор: Специализированная установка, предназначенная для безопасного термического воздействия на отработанное смазочное масло (за исключением технологии пиролиза), в том числе с целью получения электроэнергии и тепла.
3.1.12 практика рынка: Совокупность способов, методов и реальных подходов, которые используются в сфере обращения с отработанным смазочным маслом, включая процедуры, методологии, техники, правила, требования, нормы и принятые бизнес-практики, которые участники рынка применяют для достижения определенных целей.
3.1.13 территория операционной деятельности предприятия проекта: Регион, на территории которого планируется сбор отработанного смазочного масла с целью дальнейшей регенерации в рамках проектной деятельности.
3.1.14 зачетный период: Период, в течение которого верифицированные и сертифицированные сокращения выбросов парниковых газов или увеличение чистой антропогенной абсорбции парниковых газов поглотителями, связанные с деятельностью по климатическому проекту, в зависимости от ситуации, могут привести к выпуску углеродных единиц.
3.2 Обозначения и сокращения
В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения:
N2O — закись азота (монооксид диазота);
ВНД — внутренняя норма доходности;
НДТ — наилучшая доступная технология;
ОВВ — орган по валидации и верификации;
ПТД — проектно-техническая документация;
ЧПС — чистая приведенная стоимость;
4 Основные положения
4.1 Область применения методики
Методика, установленная в настоящем стандарте, применима к деятельности по проекту утилизации отработанных смазочных масел, которые в ином случае бы сжигались в соответствии с действующей практикой рынка, путем их регенерации.
Методология применима при следующих условиях:
- основной продукт, получаемый в результате утилизации отработанного смазочного масла, не является топливом;
- отработанные масла, которые регенерируются в рамках деятельности по проекту, в течение не менее последних трех лет до начала этой деятельности сжигались на специализированных установках в соответствии с действующей практикой рынка;
- процесс утилизации отработанного смазочного масла методом пиролиза с получением товарных продуктов не считается сжиганием;
- при регенерации смазочного масла допускается производство топлива из побочных продуктов (отходов) процесса регенерации отработанных смазочных масел.
После подтверждения идентичности границ проекта и базовой линии возможно использование настоящей методологии для других проектов по утилизации отработанных масел разных типов, в том числе:
- по очистке масел с полным или частичным восстановлением показателей первоначальных свойств отработанных масел;
- восстановлению первоначальных свойств собранного отработанного масла определенной марки;
- переработке отработанного масла для получения сырья для производства товарных нефтепродуктов или иной продукции (за исключением топлива).
В соответствии с настоящим стандартом для расчетов выбросов ПГ в проектах, реализуемых в рамках национального углеродного рынка, необходимо использовать коэффициенты, взятые из [2]; для проектов, представленных на международном уровне, в качестве альтернативы могут использоваться коэффициенты из [3].
Примечание — Парниковые газы перечислены в Перечне парниковых газов, в отношении которых осуществляется государственный учет выбросов парниковых газов и ведение кадастра парниковых газов [4].
В случае изменений в нормативно-правовой базе Российской Федерации по регулированию ПГ, данная методология может быть пересмотрена с целью учета соответствующих изменений.
4.2 Границы проекта
- производственные площадки предприятий по сжиганию отработанных смазочных масел;
- производственная площадка предприятия по регенерации (утилизации) отработанных масел с установкой по регенерации отработанных смазочных масел;
- установка по сжиганию ископаемого топлива в границах предприятия по регенерации отработанных масел;
- тепло- или электростанция, находящаяся вне границ предприятия по регенерации отработанных масел и производящая электроэнергию/тепло, необходимые для процесса регенерации отработанного смазочного масла.
Перечень источников, типов деятельности и парниковых газов, включенных и не включенных в границы проекта, представлены в таблице 1 и таблице 2, общая схема границ проекта представлена на рисунке 1.
Перечень типов деятельности, не входящих в границы проекта в рамках настоящей Методологии
Перечень источников выбросов ПГ в базовом и проектном сценариях, включенных и исключенных из общей количественной оценки в рамках настоящей Методологии
Если объекты внутри границ проекта, указанные в настоящей методологии, принадлежат разным юридическим лицам (или находятся в оперативном управлении у разных юридических лиц), то проектная документация должна включать в себя описание процедур исключения возможности двойного учета сокращения выбросов парниковых газов, потенциально достигаемых в результате проектной деятельности, закрепленных в договорных соглашениях.
5 Определение базовой линии
5.1 Основные положения
Минимальные требования к определению базовой линии для климатических проектов, реализуемых и выпускающих углеродные единицы на территории Российской Федерации, определены в [5]. В иных случаях при идентификации базовой линии и расчете выбросов рекомендуется придерживаться одобренных программ реализации климатических проектов на международном уровне.
Базовая линия <1> устанавливается консервативным способом <2> для ситуации реализации деятельности в обычном режиме, в том числе, с учетом всех действующих политик и мер, но без учета дополнительных мероприятий проекта (модель «Бизнес в обычном режиме»). В рамках данной методологии рассматривается такой вариант практики рынка отработанных масел, при котором его сжигание является/будет являться в период деятельности проекта распространенной практикой. В случае изменения этой ситуации разработчиком проекта должен быть пересмотрен подход к базовой линии.
<1> См. ГОСТ Р ИСО 14064-2-2021, пункт 3.2.5.
<2> Расчет базовой линии считается консервативным, если не будет завышена конечная оценка сокращения выбросов в результате реализации проектной деятельности. При возникновении сомнений разработчику проекта лучше использовать значения, приводящие к занижению прогноза базовой линии.
При определении базовой линии разработчик проекта должен продемонстрировать любым из ниже перечисленных вариантов, что в случае отсутствия деятельности по проекту отработанное смазочное масло, предполагаемое к сбору и направлению на предприятие по регенерации, будет сжигаться в том числе путем:
- анализа рынка отработанного смазочного масла;
- предоставления различной документации, в которой будет продемонстрировано, что отработанное смазочное масло планируется получать/получено от конкретного предприятия (предприятий), ранее его сжигавшего;
- демонстрации того, что применение других видов утилизации для предполагаемых к сбору/собираемых отработанных масел на территории операционной деятельности предприятия по регенерации является технически невозможным или экономически нецелесообразным.
Разработчик проекта может применить один из приведенных ниже подходов к определению базовой линии:
- НДТ, которые являются экономически осуществимыми и экологически ориентированными;
- если предприятие ведет свою деятельность более трех лет — возможно использовать ретроспективные данные о количестве отработанного смазочного масла, поступившего на регенерацию, и о его происхождении, при этом следует скорректировать историческое значение в сторону уменьшения не менее чем на 3%;
- учитывается сложившаяся практика рынка отработанных смазочных масел в регионе операционной деятельности предприятия Проекта или в Российской Федерации за последние три года (в качестве доказательств могут выступать следующие типы документов: государственные или отраслевые анализы рынка или статистические отчеты, предоставляющие данные о производстве, потреблении, утилизации и других аспектах обращения с отработанными маслами в данной отрасли, отчеты от компаний, специализирующихся на сборе, переработке и утилизации отработанных масел или связанных с данной отраслью, экспертные заключения, исследования, соглашения и договоры между участниками рынка и любые другие документы, предоставленные инициаторами проекта, которые составляют доказательную базу для определения базовой линии проекта). Инициатор проекта должен предоставить не менее двух доказательств из вышеперечисленных (возможно предоставление как разных типов доказательств, так и разных доказательств в рамках одного типа). При этом следует проводить сравнение бизнес-процессов с лучшими отраслевыми показателями и передовым опытом других компаний, как минимум на среднем уровне выбросов 20% наиболее эффективных сопоставимых видов деятельности, обеспечивающих аналогичные результаты и услуги в определенной сфере в аналогичных социальных, экономических, экологических и технологических условиях (далее — амбициозный/эталонный сравнительный подход).
При наличии или прогнозировании другой ситуации разработчик проекта должен разработать методический подход для уточнения базовой линии с учетом возможности альтернативных сценариев обращения с частью отработанного смазочного масла.
5.2 Оценка выбросов по базовой линии
Данная методология предполагает, что на этапе удаления отработанного смазочного масла основные выбросы ПГ возникают в результате его сжигания на специализированных установках. Однако такие выбросы можно предотвратить за счет увеличения объемов регенерации отработанного смазочного масла.
Выбросы от базовой линии рассчитываются как выбросы CO2 от стационарного сжигания топлива [2] на основе количества отработанного смазочного масла, регенерируемого в результате деятельности проекта по формуле
где BEy — базовые выбросы CO2 от сжигания отработанного смазочного масла, которых удалось избежать благодаря регенерации, в течение отчетного периода y, т CO2;
FCy — общее количество отработанного смазочного масла, которое могли бы сжечь за отчетный период y, тыс. т;
NCVy — низшая теплотворная способность смазочного масла в течение отчетного периода y, ТДж/тыс. т;
EFy — коэффициент выбросов для стационарного сжигания в течение отчетного периода y, т CO2/ТДж;
OF — коэффициент окисления топлива, доля.
Выбросы по базовой линии от сжигания отработанных смазочных масел на специализированных установках рассчитываются на основе данных предприятия Проекта о его проектной или фактической мощности по регенерации отработанного масла.
При наличии у разработчика проекта фактических значений NCVy и содержания углерода для отработанного смазочного масла, предполагаемого к регенерации/регенерируемого (давностью не более трех лет), они могут быть использованы в расчетах по формуле (1) с использованием уравнения 1.5 (см. [2]), а в случае отсутствия или нерепрезентативности таких данных могут быть использованы значения по умолчанию, приведенные в таблице 3.
Значения параметров по умолчанию для расчета базового уровня выбросов ПГ
6 Требования к срокам выполнения проекта
Начало зачетного периода может быть установлено не ранее 2 июля 2021 г. и не позднее чем через год после даты начала проектной деятельности. Заявление на валидацию проекта должно быть подано не позднее даты завершения зачетного периода.
Зачетный период не должен превышать период, для которого базовая линия является наиболее вероятным сценарием с учетом нормативных сроков эксплуатации оборудования и актуализации информационно-технических справочников по наилучшим доступным технологиям. Зачетный период для одного проекта не должен превышать непрерывно пять лет с возможностью последующего продления не более двух раз на периоды не более пяти лет подряд или не должен превышать непрерывно 10 лет без возможности продления.
В случае изменения зачетного периода процедура валидации в отношении проекта проводится повторно.
Положения данного раздела действуют, если иное не предусмотрено законодательством.
7 Требования дополнительности
Для выполнения требований дополнительности проектной деятельности и подтверждения данного критерия следует руководствоваться приложением А настоящего стандарта или положениями других нормативных документов или документов, принятых в программах по ПГ.
8 Требования к плану мониторинга
Все параметры, указанные в таблице 4, должны быть включены в мониторинг проекта в рамках отчетного периода. Данные, собранные в рамках мониторинга, должны архивироваться в электронном виде и храниться не менее двух лет после окончания последнего зачетного периода. Все измерения должны проводиться с помощью калиброванного измерительного оборудования в соответствии с отраслевыми стандартами.
Набор параметров для мониторинга проекта за отчетный период
| Параметр | Единица измерения | Частота проведения измерений | Примечания |
| Общий объем отработанного смазочного масла, поступающего на регенерацию за отчетный период | т | Ежемесячно | Данные из отчетов по закупкам, на основании данных расходомеров и весового контроля |
| Объем/масса ископаемого топлива, по видам, израсходованного для работы установки регенерации <*> за отчетный период | т или тыс. м3 | Ежемесячно | Данные из отчетов по закупкам топлива, на основании данных расходомеров и весового контроля |
| Низшая теплотворная способность всех видов ископаемого топлива, используемого с целью получения электроэнергии для работы установки регенерации <*> | ТДж/тыс. т | Ежемесячно и каждый раз при изменении структуры потребления топлива | Документация поставщика топлива, на основе данных лабораторных измерений |
| Содержание C в разных видах ископаемого топлива, используемого с целью получения электроэнергии для работы установки регенерации <*> | т C/т топлива | Ежемесячно и каждый раз при изменении структуры потребления топлива | Документация поставщика топлива, на основе данных лабораторных измерений |
| Низшая теплотворная способность топлива, сжигаемого с целью получения электроэнергии для работы установки регенерации <*> | ТДж/тыс. т | Ежемесячно | Данные лабораторных измерений предприятия по регенерации (или по его заказу) |
| Потребление электроэнергии из сети для работы установки регенерации <*> | КВтч | Ежемесячно | Измерение с помощью приборов учета электроэнергии |
| Коэффициент выбросов CO2 для электроэнергии, потребляемой из сети | г CO2/КВтч | Ежегодно и каждый раз при изменении структуры энергопотребления | Данные предприятий — поставщиков электроэнергии или расчет по Методическим указаниям по количественному определению объема косвенных энергетических выбросов парниковых газов [[6]](#p100455) |
| <*> При невозможности четкого подразделения потребления энергии/тепла/топлива для работы установки регенерации и ведения другой деятельности предприятия проекта применяется консервативный подход, где используются данные по потреблению всей производственной площадки предприятия. | |||
В течение всего зачетного периода проекта мониторинг должен проводиться на ежегодной основе, а также после завершения проекта.
9 Проектный сценарий
9.1 Расчет проектных выбросов
Проектные выбросы определяются исходя из потребностей предприятия регенерации в электроэнергии/тепле в процессе его деятельности, а также выбранного способа обезвреживания отходов.
Общие проектные выбросы рассчитываются по формуле
где PEy — проектные выбросы за отчетный период y, т CO2;
PEf,y — проектные выбросы от сжигания ископаемого топлива в границах предприятия регенерации за отчетный период y, т CO2;
PEel,y — проектные косвенные выбросы от потребления электроэнергии/тепла для работы установки регенерации за отчетный период y, т CO2.
При проведении расчетов разработчик проекта должен принять решение о возможности четкого подразделения потребления энергии/тепла/топлива для работы установки регенерации и ведения другой деятельности Проекта, а также возможности ее мониторинга. В случае невозможности применения этого подхода применяется консервативный подход, где используются данные по потреблению всей производственной площадки предприятия.
Все проектные выбросы в период реализации проекта рассчитываются на основе данных мониторинга.
9.1.1 Проектные выбросы от использования ископаемого топлива для работы установки регенерации
Если электроэнергия/тепло, необходимые для работы установки по регенерации отработанного смазочного масла, генерируются из ископаемого топлива в границах предприятия, то выбросы от его сжигания рассчитываются как выбросы CO2 от стационарного сжигания топлива [2] по формуле
PEf,y = \sum n((EFj,y \cdot NCV \cdot EF \cdot GWP) \div 1000), (3)
где PEf,y — проектные выбросы от сжигания ископаемого топлива, используемого на предприятии (включая побочную продукцию), в течение отчетного периода y, т CO2;
EFj,y — общее количество ископаемого топлива, использованного в течение отчетного периода y, тыс. т, тыс. м3;
NCV — низшая теплотворная способность топлива, Дж/тыс. т, ТДж/млн м3;
EF — коэффициент выбросов, кг/ТДж;
n — количество видов использованного топлива.
При отсутствии фактических данных (данных мониторинга) коэффициенты рассчитываются в соответствии с частью 1 приложения № 2 и таблицей 1 [2].
9.1.2 Проектные косвенные выбросы от использования электроэнергии/тепла для работы установки регенерации
В случае если электроэнергия/тепло, необходимые для работы установки по регенерации отработанного смазочного масла поставляются из сети, расчет выбросов ПГ проводится согласно [6]. Количественное определение объема косвенных энергетических выбросов может осуществляться как региональным, так и рыночным методами.
9.1.3 Проектные выбросы от сжигания отходов регенерации отработанного масла
Все потенциальные источники выбросов ПГ включены в границы проекта (см. таблицу 1), следовательно, в рамках настоящей методологии выбросы от сжигания отходов регенерации отработанного масла отсутствуют. Если в рамках проекта углеродосодержащие отходы от процесса регенерации обезвреживаются путем сжигания, расчет выбросов ПГ от них производится согласно [6] как выбросы CO2 от сжигания отходов (или от сжигания жидких ископаемых отходов).
При отсутствии фактических данных (данных мониторинга) коэффициенты определяются в соответствии с данными [2] (таблица 20.4 приложения № 2 для показателя «нефтепродукты, растворители и пластик»).
9.2 Расчет сокращения общего объема выбросов парниковых газов
Как показано в формуле 4, сокращение объема выбросов ПГ от реализации проекта определяется путем сравнения объема выбросов, образованных в результате деятельности проекта, и базовых выбросов с учетом выбросов ПГ от утечек:
где ERy — общий объем предотвращенных в результате деятельности проекта выбросов ПГ за отчетный период y, т CO2;
Ey — общий объем выбросов в базовом сценарии за отчетный период y, т CO2;
PEy — общий объем выбросов, образованных в результате деятельности проекта за отчетный период y, т CO2.
Если в рамках проекта происходят утечки, они должны быть учтены и вычтены из объема сокращенных выбросов парниковых газов за отчетный период и рассчитываются по формуле
где ERy — общий объем предотвращенных в результате деятельности проекта выбросов ПГ за отчетный период y, т CO2;
BEy — общий объем выбросов в базовом сценарии за отчетный период y, т CO2;
PEy — общий объем выбросов, образованных в результате деятельности проекта за отчетный период y, т CO2;
LEy — объем выбросов от утечек проекта, т CO2.
10 Оценка выбросов от утечек проектной деятельности
Все потенциальные источники выбросов ПГ включены в границы проекта, следовательно, в рамках настоящей методологии углеродные утечки следует не учитывать при расчете сокращения выбросов парниковых газов при осуществлении проекта.
В случаях, если в рамках деятельности проекта происходят утечки, они должны быть учтены и вычтены из объема сокращенных выбросов парниковых газов за отчетный период, и рассчитаны в соответствии с подходом ниже (см. формула 5).
Углеродные утечки, связанные с изменением структуры тепло/энергопотребления, в рамках настоящей методологии вынесены за границы проекта, так как функционирование не находится под контролем и влиянием инициатора проекта, а также ввиду отсутствия доказательной базы для определения единого сценария обращения с маслами в случае изменения структуры тепло/энергопотребления.
В случае обнаружения углеродных утечек, связанных с изменением структуры тепло/энергопотребления, разработчику проекта следует провести оценку объема выбросов ПГ от производства тепла/электроэнергии, используемого вместо отработанного смазочного масла, регенерируемого в рамках проекта:
- если электроэнергия/тепло генерируется путем сжигания ископаемого топлива на территории потребителя, выбросы ПГ рассчитываются в соответствии с [2];
- если предполагается потребление электроэнергии/тепла, приобретенных из сети, выбросы ПГ рассчитываются в соответствии с [6].
Разработчик проекта может опираться на данные по изучению поведения и технических возможностей потребителей на территории оперативной деятельности предприятия по регенерации для расчетов выбросов от таких утечек, а в случае их отсутствия следует использовать консервативный сценарий, при котором в качестве альтернативного источника энергии/тепла потребители используют природный газ.
11 Минимизация риска непостоянства
Не применяется к рассматриваемой проектной деятельности.
12 Методы предотвращения двойного учета, негативных воздействий на окружающую среду и общество
Климатический проект должен демонстрировать соответствие всем законодательным требованиям той юрисдикции, в которой он реализуется. Разработчику проекта необходимо определить, возможны ли негативные последствия для местного населения, биоразнообразия и окружающей среды.
Такие проекты не должны приводить к увеличению загрязнения окружающей среды, а также вызывать конфликты между местными сообществами, нарушения прав человека или ухудшение здоровья.
Важно избегать двойной отчетности между субъектами Российской Федерации и другими странами при передаче углеродных единиц на международном уровне. В случае международной передачи углеродных единиц следует демонстрировать, что такие единицы исключены из учета национальных целей Российской Федерации.
13 Рекомендации в отношении изменения и/или сохранения базовой линии в случае продления зачетного периода и проектной деятельности
При продлении зачетного периода проект подлежит проверке с элементами валидации и технической оценки органом по валидации и верификации для определения необходимых обновлений базовой линии и количественной оценки сокращений выбросов.
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОДТВЕРЖДЕНИЮ ДОПОЛНИТЕЛЬНОСТИ ПРОЕКТНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ
Дополнительность проектной деятельности должна быть продемонстрирована с помощью достоверной оценки, которая показывает, что деятельность не была бы осуществлена в отсутствие стимулов, возникающих благодаря функционированию углеродного рынка, с учетом всех соответствующих национальных нормативных и законодательных актов.
Проект должен соответствовать критериям климатических проектов в соответствии с законодательством, действующим в сфере ограничения выбросов парниковых газов.
Проект не может быть признан дополнительным, если мероприятия проекта являются обязательными требованиями законодательства.
Для подтверждения дополнительности необходимо провести анализ возможности альтернативной деятельности, аналогичной предлагаемой проектной деятельности, и продемонстрировать дополнительность с применением инструментов инвестиционного и/или <1> барьерного анализов, а также оценить, не относится ли проект к устоявшейся практике (если применимо). Рекомендации по выбору подходов для подтверждения дополнительности приведены на схеме принятия решения (см. рисунок А.1).
<1> Разработчики проекта могут использовать в своей деятельности как инвестиционный, так и барьерный анализ. При желании можно использовать оба вида анализа для подтверждения дополнительности.
Рисунок А.1 — Схема принятия решения по выбору подхода для подтверждения дополнительности
Примечание - Пунктирной линией показана возможность проведения альтернативного анализа в случае, если выбранный вид анализа не подтверждает дополнительность.
А.2 Область и сроки применения
Настоящие рекомендации представляют собой общую основу для оценки и обоснования дополнительности и применимы к широкому спектру типов проектов. Некоторые типы проектов могут потребовать корректировки представленной в настоящем приложении общей структуры, в таком случае уточнения и/или дополнения к применимости настоящих положений приведены в соответствующих методиках проектов.
Настоящие рекомендации не заменяют собой руководящие положения по определению базовой линии. Методические подходы к определению базовой линии представлены в соответствующих методиках реализации проектной деятельности. Участники проекта, предлагающие новые собственные методики определения базовой линии, должны обеспечить согласованность между определением дополнительности проектной деятельности и определением базовой линии.
Дополнительность должна оцениваться на момент задокументированного принятия решения о реализации проекта. В случае, если данные на момент принятия такого решения невозможно подтвердить, дополнительность оценивается на момент предполагаемого начала зачетного периода. Сроки зачетного периода прописаны для каждого вида проекта в соответствующей методике.
Примечание - В случае проведения инвестиционного анализа на основе фактических данных на момент начала предполагаемого зачетного периода необходимо привести данные к моменту принятия решения путем использования соответствующих индексов роста цен и фактической инфляции.
При проведении валидации проектной деятельности для оценки дополнительности проекта с применением положений настоящего приложения аккредитованные ОВВ должны тщательно оценить и проверить надежность и достоверность данных, обоснований, предположений и документации, предоставленных разработчиками проекта для обоснования дополнительности проектной деятельности. Проведенная проверка и выводы должны быть прозрачно задокументированы в отчете о валидации.
А.3 Методические подходы к обоснованию дополнительности проекта
Настоящие рекомендации предусматривают поэтапный подход к обоснованию и оценке дополнительности проектной деятельности. Для обоснования дополнительности проекта следует выполнить следующие этапы.
- вариант 1. Обоснование того, что предлагаемая проектная деятельность не является:
- наиболее экономически выгодным сценарием развития или
- экономически или финансово возможной без учета средств от продажи углеродных единиц;
- вариант 2. Выявление барьеров для реализации проектной деятельности.
На предварительном этапе проводится проверка того, включены ли технологии, которые планируется использовать в проектной деятельности, в список новых перспективных технологий, для которых отсутствуют механизмы государственной поддержки (этап 0.1), или в список проектов устоявшейся практики (этап 0.2).
Прохождение предварительного этапа предусмотрено только в случае, если имеются официальные утвержденные списки новых перспективных технологий и проектов устоявшейся практики.
В случае отсутствия таких списков, согласованных с профильными отраслевыми министерствами, предварительный этап подтверждения дополнительности неприменим.
В случае наличия официальных утвержденных списков проектов устоявшейся практики, проведение проверки дополнительности в соответствии с этапом 0.2 является обязательным.
А.3.1.1 Этап 0.1. Определение проекта как «прорывного»
В отдельных случаях для подтверждения дополнительности можно представить доказательства того, что в проекте планируется использование новых перспективных технологий, для которых отсутствуют механизмы государственной поддержки.
Данный этап не является обязательным и, если он не применяется, то это по умолчанию означает, что предлагаемая проектная деятельность не является «прорывной» и обоснование дополнительности должно начинаться с этапа 1.
Проект является «прорывным» в применимой географической зоне <1>, если используется новая перспективная технология, отличная от технологий, реализуемых любыми другими видами деятельности, которые способны обеспечить такой же результат и при условии, что для технологии, реализуемой в проектной деятельности, не предусмотрено никаких механизмов государственной поддержки.
<1> Под применимой географической зоной обычно подразумевается территория страны, в которой планируется проведение проекта. Если разработчики проекта определяют применимую географическую зону как часть территории страны (административный округ, регион, область и т.д.), то необходимо привести пояснения отличия выбранной части территории страны с точки зрения применимости технологий.
Определение проекта как «прорывного» может применяться только для технологических проектов по сокращению выбросов и только при условии, что осуществлен выбор зачетного периода для проектной деятельности «максимум 10 лет без возможности продления».
Принятие решения по результатам предварительного этапа 0.1.
Если предлагаемый проект внесен в список новых перспективных технологий, не имеющих механизмов государственного финансирования, то предложенная проектная деятельность является дополнительной.
В противном случае необходимо проверить, не внесена ли планируемая проектная деятельность в список проектов устоявшейся практики (этап 0.2, при наличии) или, при отсутствии списков проектов устоявшейся практики, перейти к этапу 1.
А.3.1.2 Этап 0.2. Анализ устоявшейся практики
Данный этап служит для определения того, является ли предлагаемая проектная деятельность устоявшейся практикой, применяемой в стране, регионе или секторе.
Анализ устоявшейся практики проводится для того, чтобы деятельность, которая стала «обычной практикой», постепенно перестала поддерживаться углеродным рынком и рынок переключился на поддержку новых технологий.
Оценка устоявшейся практики должна использоваться как преграда для проведения проектов определенного типа, которые уже стали обычной практикой.
К проектам устоявшейся практики могут относиться технологии, которые либо пользуются (пользовались в прошлом) господдержкой, либо реализуют утвержденные НДТ в своих отраслях, либо представляют собой широко применяемые технические решения, являющиеся (являвшиеся ранее) устоявшейся практикой в соответствующих отраслях.
Определение того, относится ли проект к устоявшейся практике, должно проводиться в соответствии с утвержденными списками проектов устоявшейся практики. В случае отсутствия таких списков, согласованных с профильными отраслевыми министерствами, этап 0.2 не применяется.
Принятие решения по результатам предварительного этапа 0.2.
Если предложенная проектная деятельность внесена в список проектов, рассматривающихся как устоявшаяся практика, то она не является дополнительной.
Если предложенная проектная деятельность не рассматривается как устоявшаяся практика, следует перейти к обоснованию дополнительности, выполнив этапы 1 и 2.
А.3.2 Этап 1. Выявление альтернатив проектной деятельности
Необходимо определить реалистичную и надежную альтернативу, разрешенную действующим законодательством и нормативными актами и доступную участникам проекта или разработчикам аналогичных проектов. Такие альтернативные сценарии могут включать:
а) реализацию предлагаемой по проекту деятельности без регистрации в качестве климатического проекта;
б) реализацию других реалистичных альтернативных сценариев, которые позволят получить результаты <1> с функционально эквивалентными <2> качеством, свойствами и областями применения;
в) сохранение текущей ситуации (проектная деятельность или другие альтернативы не осуществлены).
<1> Под результатом деятельности подразумеваются продукция/услуги, произведенные в ходе проектной деятельности.
<2> Функциональная эквивалентность (functional equivalence): единая основа для проекта, альтернативного и базового сценариев в количественной оценке ПГ, используемая для обеспечения того, чтобы проектный, альтернативный и базовый сценарии соответствовали эквивалентным уровням производства продукции и услуг (буквально для обеспечения «сравнения яблок с яблоками»).
Необходимо показать, что рассматриваемые альтернативы законодательно допустимы и не противоречат всем обязательным применимым законодательным и нормативным требованиям <3>, даже если законы и нормативные акты преследуют иные цели, чем сокращение выбросов ПГ, например уменьшение локального загрязнения воздуха.
<3> Необходимо также учитывать законодательные и нормативные требования, вступление в силу которых ожидается, если такие требования уже были приняты и была публикация соответствующей новости на официальном сайте в сети Интернет до даты подачи заявления на валидацию или до даты начала зачетного периода, если эти даты различны.
Принятие решения по результатам этапа 1.
Выявлено наличие или отсутствие альтернативного к проектной деятельности сценария развития, обеспечивающего результаты или услуги, функционально эквивалентные предлагаемой проектной деятельности, и соответствующего обязательным законодательным требованиям и нормативным актам.
Если предлагаемая проектная деятельность является единственной среди сценариев деятельности, обеспечивающих результаты или услуги, сопоставимые с предлагаемой проектной деятельностью, которая соответствует обязательным законодательным и нормативным актам, то предлагаемая проектная деятельность не является дополнительной.
Если выявлен реалистичный и обоснованный альтернативный сценарий, обеспечивающий результаты или услуги, сопоставимые с предлагаемой проектной деятельностью, который соответствует обязательным законодательным требованиям и нормативным актам, то необходимо продемонстрировать дополнительность проектной деятельности с применением инструментов инвестиционного (этап 2, вариант 1) и/или барьерного (этап 2, вариант 2) анализов.
А.3.3 Этап 2. Вариант 1. Инвестиционный анализ
Инвестиционный анализ проводится для того, чтобы определить, что предложенная проектная деятельность не является:
- экономически или финансово возможной без учета средств от продажи углеродных единиц (инвестиционный анализ по варианту 1.1, см. далее), или
- наиболее экономически или финансово привлекательной (применяется инвестиционный анализ по вариантам 1.2 или 1.3).
Для проведения инвестиционного анализа необходимо:
- определить, какой вид анализа будет использоваться — простой анализ затрат, инвестиционный сравнительный анализ или сравнение с эталонным финансовым сценарием (benchmark) <4>;
- если проектная деятельность и альтернативы, определенные на этапе 1, не приносят иной финансовой или экономической прибыли, кроме доходов по проекту <5>, то должен применяться простой анализ затрат (вариант 1.1). В иных случаях должен применяться инвестиционный сравнительный анализ (вариант 1.2) или сравнение с эталонным финансовым сценарием (вариант 1.3).
<4> Эталонный финансовый сценарий (финансовый бенчмарк) — эталонный финансовый показатель, с которым можно сравнить результат работы своей компании или доходность инвестиционного портфеля с наиболее эффективным вариантом.
<5> Доходами от проекта считается продажа сертифицированных сокращений выбросов (углеродных единиц), полученных при реализации проектной деятельности.
А.3.3.1 Вариант 1.1. Применение простого анализа затрат
Необходимо подтвердить <6> затраты, связанные с проектной деятельностью и альтернативами, определенными на этапе 1, и продемонстрировать, что существует по крайней мере одна альтернатива, которая является менее затратной, чем проектная деятельность.
<6> Подтверждением может служить предоставление информации из независимого источника.
Если будет сделан вывод о том, что предлагаемая проектная деятельность является более дорогостоящей, чем хотя бы одна альтернатива, тогда проектная деятельность не является наиболее финансово привлекательной.
А.3.3.2 Вариант 1.2. Применение инвестиционного сравнительного анализа
Необходимо определить финансовые показатели, наиболее подходящие для данного типа проекта и контекста принятия решений. Могут использоваться такие показатели, как ВНД, ЧПС, отношение издержек и прибыли, или производственные издержки (например, нормированная себестоимость производства электроэнергии, руб./кВтч, или нормированная себестоимость поставленного тепла, руб./ГДж). Обоснованность показателей для инвестиционного сравнительного анализа подтверждается при валидации проекта ОВВ.
Сравнение финансовых показателей для предлагаемой проектной деятельности и альтернативных вариантов должно быть представлено в ПТД проекта.
Если какая-либо из других альтернатив будет иметь лучший показатель (например, самую высокую ВНД), то проектная деятельность не является наиболее финансово привлекательной.
А.3.3.3 Вариант 1.3. Применение сравнительного анализа с эталонным финансовым сценарием
Необходимо определить финансовые/экономические показатели, например ВНД, наиболее подходящие для данного типа проекта.
Сравнение финансовых показателей для предлагаемой проектной деятельности с эталонным финансовым сценарием должно быть представлено в ПТД проекта. Если проектная деятельность имеет менее благоприятный показатель (например, более низкую ВНД), чем эталон, тогда проектная деятельность не является наиболее финансово привлекательной.
При применении варианта 1.2 или варианта 1.3 финансовый/экономический анализ должен основываться на стандартных для рынка параметрах, учитывающих специфические характеристики типа проекта, но не связанных с субъективными ожиданиями доходности или рисков конкретного разработчика проекта. Только в отдельных случаях, например, когда проектная деятельность модернизирует существующий процесс или ресурс (например, отходы), имеющиеся на территории проекта и не подлежащие продаже, может быть рассмотрено конкретное финансовое/экономическое положение компании, осуществляющей проектную деятельность.
А.3.3.3.1 Расчет и сравнение финансовых показателей (применимо только к вариантам 2 и 3)
Рассчитывают подходящие финансовые показатели для предлагаемой проектной деятельности и, в случае варианта 2, для других альтернатив. Включают все соответствующие затраты (например, инвестиционные затраты, затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание) и доходы (исключая доходы от продажи углеродных единиц) и, при необходимости, нерыночные затраты и выгоды в случае государственных инвесторов, если это является стандартной практикой отбора государственных инвестиций в стране/регионе реализации проектной деятельности.
Инвестиционный анализ должен быть представлен в понятной, прозрачной форме с указанием всех соответствующих допущений. Информацию о проведенном инвестиционном анализе предпочтительно включать в ПТД или в отдельные приложения к ПТД в таком виде, чтобы можно было воспроизвести анализ и получить те же результаты.
Необходимо привести ссылки на все критические технико-экономические параметры и допущения (такие как капитальные затраты, цены на топливо, срок службы, ставка дисконтирования или стоимость капитала), обосновать и/или привести допущения таким образом, чтобы они могли быть подтверждены.
А.3.3.3.2 Анализ чувствительности (применяется только для вариантов 1.2 и 1.3)
Анализ чувствительности должен показать, что выводы о финансовой/экономической привлекательности альтернатив не зависят от колебаний основных предпосылок (в разумных пределах). Инвестиционный анализ является убедительным аргументом в пользу дополнительности, только если он подтверждает, что при реалистичном диапазоне предпосылок проектная деятельность не может быть финансово/экономически привлекательной.
Принятие решения по результатам этапа 2.
По результатам анализа финансовой/экономической привлекательности проекта в сравнении с реалистичным и обоснованным альтернативным сценарием или финансовым эталоном:
- если можно сделать вывод, что предлагаемая проектная деятельность не является финансово/экономически привлекательной, проектная деятельность является дополнительной.
Дополнительно можно обосновать наличие барьеров для проведения проектной деятельности, воспользовавшись этапом 2 вариантом 1 — барьерным анализом;
- в противном случае, необходимо продемонстрировать дополнительность проектной деятельности с применением барьерного анализа (этап 2, вариант 1). Если нижеприведенный анализ барьеров не покажет, что предлагаемая проектная деятельность сталкивается с барьерами, которые не препятствуют осуществлению хотя бы одной альтернативы, проектная деятельность не будет считается дополнительной.
А.3.4 Этап 2. Вариант 2. Барьерный анализ
Данный этап служит для выявления барьеров для реализации проектной деятельности и оценки того, каким альтернативным сценариям препятствуют эти барьеры.
Барьерный анализ может быть применен для подтверждения дополнительности как в дополнение к инвестиционному анализу, так и самостоятельно.
Если используется данный этап, необходимо определить, сталкивается ли предлагаемая проектная деятельность с барьерами, которые:
- препятствуют осуществлению предлагаемой проектной деятельности; и
- не препятствуют осуществлению хотя бы одного из альтернативных сценариев.
Выявление барьеров является достаточным условием для обоснования дополнительности только в том случае, если регистрация проектной деятельности в реестре в качестве климатического проекта устраняет выявленные барьеры.
Необходимо установить, что существуют реалистичные и обоснованные барьеры, которые помешают осуществлению предлагаемой проектной деятельности, если проектная деятельность не будет зарегистрирована в качестве климатического проекта. Такие реалистичные и обоснованные барьеры могут включать:
а) инвестиционные барьеры, кроме экономических/финансовых барьеров в приведенном выше инвестиционном анализе;
б) технологические барьеры (доступность технологии);
в) технические барьеры (возможность реализации технологии);
г) регуляторные барьеры (наличие нормативных ограничений на применение технологии);
д) социально-экологические барьеры (уровень воздействия на окружающую среду и местные сообщества);
е) квалификационные (доступность необходимых компетенций для реализации технологии);
- Необходимо доказать, что выявленные барьеры не помешают реализации хотя бы одной альтернативы (за исключением предлагаемой проектной деятельности)
Применяя анализ барьеров, необходимо предоставить прозрачные и документально подтвержденные доказательства существования барьеров и пояснения относительно того, как они демонстрируют существование и значимость выявленных барьеров, и препятствуют ли они реализации альтернатив. Тип предоставляемых доказательств должен включать по крайней мере один из следующих пунктов:
а) соответствующее законодательство, нормативную информацию или отраслевые нормы;
б) соответствующие (отраслевые) исследования или обзоры (например, обзоры рынков, технологические исследования и т.д.), проведенные университетами, научно-исследовательскими институтами, отраслевыми ассоциациями, компаниями, двусторонними/многосторонними организациями и т.д.;
в) соответствующие статистические данные из национальной или международной статистики;
г) документирование соответствующих рыночных данных (например, рыночные цены, тарифы, правила);
д) письменное документирование независимых экспертных оценок, полученных от промышленных, образовательных учреждений (например, университетов, технических школ, учебных центров), отраслевых ассоциаций и др.
Дополнительно могут быть предоставлены внутренние документы компании, однако решение о существовании и значимости выявленных барьеров только на их основании приниматься не должно.
Принятие решения по результатам этапа 3.
Если в результате проведенного барьерного анализа выявлено наличие барьеров, которые препятствовали бы осуществлению проектной деятельности, но при этом не помешают реализации хотя бы одного альтернативного сценария, а регистрация проектной деятельности в реестре в качестве климатического проекта устраняет выявленные барьеры, то проектная деятельность является дополнительной.
В противном случае необходимо продемонстрировать дополнительность проектной деятельности с применением инвестиционного анализа (этап 2). Если инвестиционный анализ не покажет, что проектная деятельность не является наиболее финансово привлекательной, проектная деятельность не является дополнительной.
БИБЛИОГРАФИЯ
| УДК 502.3:006.354 | ОКС 03.060 13.020.20 |
| Ключевые слова: парниковые газы, климатические проекты, методика | |