ПНСТ 900-2023 Система стандартов реализации климатических проектов. Методика для проектов по сокращению выбросов парниковых газов при использовании попутного нефтяного газа из нефтяных скважин в качестве сырья вместо сжигания на факелах (или рассеивания)

        ПНСТ 900-2023

ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

СИСТЕМА СТАНДАРТОВ РЕАЛИЗАЦИИ КЛИМАТИЧЕСКИХ ПРОЕКТОВ

Методика для проектов по сокращению выбросов парниковых газов при использовании попутного нефтяного газа из нефтяных скважин в качестве сырья вместо сжигания на факелах (или рассеивания)

System of standards for implementing carbon offsetting projects. Methodology for carbon offsetting projects for reducing greenhouse gas emissions by using associated petroleum gas from oil wells as a feedstock instead of flaring (or dispersing)

ОКС 13.020.01

Срок действия с 2024-01-01

до 2026-01-01

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Институтом глобального климата и экологии им.академика Ю.А.Израэля (ИГКЭ) 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 25 декабря 2023 г. N 107-пнст

Правила применения настоящего стандарта и проведения его мониторинга установлены в ГОСТ Р 1.16-2011 (разделы 5 и 6).

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии собирает сведения о практическом применении настоящего стандарта. Данные сведения, а также замечания и предложения по содержанию стандарта можно направить не позднее, чем за 4 мес до истечения срока его действия, разработчику настоящего стандарта по адресу: 125167, Москва, вн.тер.г. муниципальный округ Аэропорт, ул.Красноармейская, д.11, корп.1, и/или в Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологи по адресу: 123112 Москва, Пресненская набережная, д.10, стр.2.

В случае отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты" и также будет размещена 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 его окончания торговля сокращениями 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 Киотского протокола, предусматривает в том числе рыночные механизмы сокращения выбросов парниковых газов и передачу на международном уровне 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 предусмотрена [1]. Статья 5 [1] предусматривает 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 в ходе развития Механизма чистого развития, одного из рыночных механизмов Киотского протокола. Стандарты представляют собой руководящие документы в области реализации отдельных типов климатических проектов. Целями разрабатываемого комплекса национальных стандартов "Система стандартов реализации климатических проектов" являются:

- оказание содействия государственным и частным компаниям, промышленным предприятиям, а также регулирующим органам по выполнению 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 корпоративном уровне, в частности цель N 13 "Принятие срочных мер по борьбе с изменением климата и его последствиями".

1 Область применения

В настоящем стандарте установлена методика реализации проектов по извлечению попутного нефтяного газа из нефтяных скважин, который ранее сжигался на факелах, для его утилизации на существующей или новой установке конечного использования и производства полезного химического продукта.

Соответствие требованиям настоящего стандарта может быть заявлено при выполнении всех требований настоящего стандарта за исключением рекомендательных требований, указанных в разделе 6, а также требований по управлению рисками.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р ИСО 14064-1-2021 Газы парниковые. Часть 1. Требования и руководство по количественному определению и отчетности о выбросах и поглощении парниковых газов на уровне организации

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

ГОСТ Р ИСО 14067 Газы парниковые. Углеродный след продукции. Требования и руководящие указания по количественному определению

ГОСТ Р ИСО 14080 Управление парниковыми газами и связанные виды деятельности. Система подходов и методическое обеспечение реализации климатических проектов

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 и сокращения

3.1 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 попутный (нефтяной) газ; ПНГ: Газ горючий природный (растворенный газ или смесь растворенного газа и газа из газовой шапки) из всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемый через нефтяные скважины.

3.1.2 установка конечного использования: Промышленная установка, комплекс или завод, в том числе не принадлежащий недропользователю, на которых ПНГ используется в качестве сырья в целях переработки и получения продукции или в рамках деятельности по проекту.

3.1.3 существующая установка: Установка конечного использования, которая эксплуатировалась до осуществления деятельности по проекту.

3.1.4 новая установка: Новая установка конечного использования, которая строится при реализации деятельности по проекту.

3.1.5 полезный химический продукт: Химическое вещество, полученное с использованием ПНГ в качестве сырья на установке конечного использования (например, метанол, сухой отбензиненный газ, сжиженный углеводородный газ, стабильный конденсат, этилен или аммиак), имеющее рыночную стоимость.

3.1.6 потери в сетях; TDL: Средний уровень потерь электрической/тепловой энергии при передаче и распределении, а также потери горячей, питьевой, технической воды при производстве и транспортировке.

3.1.7 парниковый газ; ПГ: Газообразная составляющая атмосферы как природного, так и антропогенного происхождения, которая поглощает и испускает инфракрасное излучение, исходящее от земной поверхности, атмосферы и облаков.

3.1.8 зачетный период: Период, в течение которого верифицированные сокращения выбросов ПГ или увеличение чистой антропогенной абсорбции ПГ поглотителями, связанные с деятельностью по климатическому проекту, в зависимости от ситуации могут привести к выпуску углеродных единиц.

Примечания

1 Временной период, который применяется к зачетному периоду деятельности по климатическому проекту, и то, является ли зачетный период возобновляемым или фиксированным, определяется в соответствии с разделом 6 "Требования к срокам выполнения проекта".

3.2 Сокращения

В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:

ВНД - внутренняя норма доходности;

НДТ - наилучшие доступные технологии;

ОВВ - органы по валидации и верификации;

ПТД - проектно-техническая документация;

ТИТЭС - технологически изолированная территориальная электроэнергетическая система.

4 Основные положения

4.1 Область применения методики

Методика, установленная в настоящем стандарте, применима к проектам, связанным с направлением ПНГ, который ранее сжигался на факелах, на существующую или новую установку конечного использования в качестве сырья для производства полезного химического продукта.

В случае если месторождение функционирует менее трех лет и, как следствие, данные о сжигании или отведении в атмосферу ПНГ за три года отсутствуют, для установления базовой линии необходимо применить один из альтернативных подходов, описанных в разделе 5.

4.2 Применимость методики

Методика, установленная в настоящем стандарте, применяется для проектов, в которых:

- ПНГ из нефтяной скважины, который ранее сжигался или стравливался в атмосферу в рамках установленных законодательством Российской Федерации нормативов в пределах границы проекта;

- ПНГ из нефтяной скважины, который используется в деятельности по проекту, сжигался на факелах или стравливался в атмосферу в течение последних трех лет до начала деятельности по проекту;

- в рамках деятельности по проекту ранее сжигаемый ПНГ используется в качестве сырья и, где это применимо, частично в качестве источника энергии в химическом процессе для производства полезного химического продукта (например, метанола, этилена или аммиака).

В таблице 1 приведены ключевые элементы методики:

Таблица 1 - Ключевые элементы методики

В случае изменений в нормативно-правовой базе Российской Федерации по ПГ данная методика подлежит пересмотру с целью учета соответствующих изменений.

________________

4.3 Границы проекта

В соответствии с настоящей методикой к границам проекта относятся:

- участок недр, на котором ПНГ был бы сожжен в отсутствие деятельности по проекту;

- инфраструктура, необходимая для подготовки ПНГ к транспорту до установки конечного использования;

- трубопровод от места предыдущего сжигания ПНГ до установки конечного использования.

При условии принадлежности недропользователю к границам проекта также относятся:

- установка конечного использования, использующая ПНГ в деятельности по проекту;

- установка(и), на которой(ых) был бы произведен полезный химический продукт в отсутствие деятельности по проекту.

Таблица 2 - Краткий обзор газов и источников, включенных в границы проекта, а также обоснование/объяснение того, какие газы и источники не включены

В случае, если объекты внутри границ проекта, указанные в настоящей методике, 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 ПГ, потенциально достигаемых в результате проектной деятельности, закрепленных в договорных соглашениях.

5 Определение базовой линии

Базовая линия должна устанавливаться на основании текущих (фактических) или исторических выбросов, скорректированных в сторону уменьшения путем использования консервативных принципов.

С учетом тенденций развития международного углеродного рынка, в т.ч. переговорного процесса по правилам торговли сокращениями выбросов по статье 6 Парижского соглашения, разработчику проекта рекомендуется применить один из приведенных ниже принципов корректировки базовой линии с обоснованием целесообразности выбора:

1) использование в качестве базовой линии утвержденной НДТ;

2) практика сравнения бизнес-процессов и показателей эффективности на уровне среднего уровня выбросов 20% наиболее эффективных сопоставимых видов деятельности, обеспечивающих аналогичные результаты и услуги в определенной сфере в аналогичных социальных, экономических, экологических и технологических условиях;

3) подход, основанный на текущих (фактических) или исторических выбросах, скорректированных в сторону уменьшения не менее чем на 3%.

Приведенные подходы имеют рамочный характер, дающий общее понимание о способах определения базовых линий. Детализированный подход к определению базовой линии для данного типа проектов изложен в разделе 5.

Для определения правдоподобного сценария базовой линии выполняется процедура, состоящая из следующих этапов:

- этап 1: определение реалистичных и заслуживающих доверия альтернативных сценариев предлагаемой деятельности по проекту и исключение альтернатив, которые не соответствуют законодательным или нормативным требованиям;

- этап 2: оценка альтернативных сценариев предлагаемой деятельности по проекту и устранение альтернативных сценариев, которые сталкиваются с барьерами;

- этап 3: определение наиболее вероятной с учетом всех идентифицированных барьеров альтернативы (сценарий базовой линии).

Следует определить наиболее вероятный сценарий базовой линии в отношении:

- того, что произойдет с ПНГ из нефтяной скважины в случае отсутствия деятельности по проекту; и

- каким образом будет производиться полезный химический продукт, произведенный с использованием ПНГ, в отсутствие деятельности по проекту.

5.1 Этап 1. Определение реалистичных и заслуживающих доверия альтернативных сценариев предлагаемой деятельности по проекту и исключение альтернатив, которые не соответствуют законодательным или нормативным требованиям

Вероятные альтернативные сценарии базовой линии использования ПНГ могут включать:

T1. Продолжение текущей ситуации: сжигание ПНГ на факельных установках на месторождении или за его пределами;

T2. Использование ПНГ на месторождении для производства энергии;

T3. Закачка ПНГ в нефтяной или газовый пласт;

T4. Улавливание, транспортировка, переработка и распределение ПНГ конечным пользователям;

T5. Предлагаемая деятельность по проекту без проекта: ПНГ используется в качестве сырья за пределами месторождения;

T6. ПНГ транспортируется другим потребителям и используется с целью производства энергии.

Для использования ПНГ в рамках проектной деятельности в качестве сырья и, где применимо, частично в качестве источника энергии в процессе химического производства на конкретной установке возможные альтернативные сценарии производства полезного химического продукта (например, метанола, этилена или аммиака) могут включать:

P1. Продукт производится на существующей производственной установке, а ПНГ, который исторически использовался в течение последних трех лет, используется в качестве сырья и, где это применимо, в качестве источника энергии;

P2. Продукт производится на той же существующей производственной установке, а природный газ, который исторически использовался в течение последних трех лет, используется в качестве сырья и источника энергии вместо ПНГ;

P3. Продукт производится на той же существующей производственной установке, а в качестве сырья и источника энергии вместо ПНГ используется другое топливо (например, нафта), которое исторически использовалось в течение последних трех лет;

P4. Продукт производится на новой производственной установке, установленной на том же участке и имеющей такую же или большую производственную мощность, как и проектная установка, но использующей ископаемое топливо (например, природный газ) вместо ПНГ в качестве сырья и, где это применимо, в качестве источника энергии (это может применяться, если новая производственная установка также будет создана на том же участке в отсутствие деятельности по проекту);

P5. Продукт производится на существующих и/или новых производственных установках на других объектах (это может применяться, если ПНГ используется на новой производственной установке, созданной в результате деятельности по проекту, и на другом объекте в отсутствие проектной деятельности).

Участники проекта должны определить все реалистичные и заслуживающие доверия комбинации сценариев базовой линии со способами обращения с ПНГ (от Т1 до Т6) и производства полезного химического продукта (от Р1 до Р5). Эти комбинации следует учитывать при применении следующих этапов методики.

Все альтернативы базовой линии должны соответствовать всем применимым законодательным и нормативным требованиям, даже если эти законы преследуют иные цели, чем сокращение выбросов ПГ.

Если альтернатива не соответствует всем применимым законам и нормативным актам, следует исключить эту альтернативу, если на основе изучения текущей практики в стране или регионе, в котором применяется закон или нормативный акт, не будет продемонстрировано, что применимые законодательные или нормативные требования систематически не соблюдаются и что несоблюдение является широко распространенным явлением.

5.2 Этап 2. Оценка альтернативных сценариев предлагаемой деятельности по проекту и устранение альтернативных сценариев, которые сталкиваются с запретительными барьерами

Следует составить полный список барьеров, препятствующих реализации альтернативных сценариев. Поскольку "предлагаемая деятельность по проекту, не регистрируемая в качестве деятельности по климатическому проекту" должна быть одной из рассматриваемых альтернатив, в этот список должны быть включены любые препятствия, которые могут помешать осуществлению деятельности по проекту. Следует показать, реализации каких альтернатив препятствует хотя бы один из ранее выявленных барьеров, и исключить эти альтернативы из дальнейшего рассмотрения. Все альтернативы должны оцениваться для общего набора барьеров.

Если остается только одна альтернатива, то это будет сценарий базовой линии.

5.3 Этап 3. Определение наиболее вероятной альтернативы (сценарий базовой линии)

В тех случаях, когда после этапов 1 и 2 остается более одной надежной и вероятной альтернативы, альтернатива, которая приводит к наименьшему уровню выбросов при реализации базовой линии, считается сценарием базовой линии.

Методика применима только в том случае, если процедура выбора сценария базовой линии приводит к тому, что сжигание ПНГ на факелах (Т1) является наиболее вероятным сценарием базовой линии. Кроме того, методика применима только в том случае, если один из сценариев, описанных в таблице 3, является наиболее правдоподобным сценарием базовой линии. Следует объяснить в ПТД конкретную ситуацию деятельности по проекту и продемонстрировать, что деятельность по проекту и наиболее вероятный сценарий базовой линии соответствуют "описанию ситуации" в таблице 3 и соответствующим сценариям базовой линии для производства полезного химического продукта (от P1 до P5), как указано в соответствующем сценарии в таблице 3. Кроме того, участники проекта должны проверить, работают ли процедуры расчета сокращения выбросов надлежащим образом в конкретном контексте проекта. Если формулы не полностью соответствуют контексту проекта, следует запросить пересмотр или отклонение от этой методики.

Таблица 3 - Комбинации типов проектов и сценариев базовой линии, применимых к данной методике

5.4 Выбросы по базовой линии

________________

Источники выбросов рассчитываются в соответствии со следующими этапами:

n - количество видов ПГ;

j - вид углеводородной смеси;

n - количество видов углеводородных смесей, сжигаемых на факеле.

В случае отсутствия репрезентативных фактических данных за отчетный период о химическом составе углеводородной смеси, сжигаемой на факеле, полученных путем регулярных лабораторных анализов с использованием официально утвержденных методик и лабораторного оборудования, прошедшего поверку, откалиброванного и обслуживаемого в соответствии с требованиями законодательства, следует использовать коэффициенты выбросов, приведенные в таблице 5.

Таблица 4 - Плотность углекислого газа и метана для различных условий измерения

Примечание - См. [3], таблица 1.2, стр.8.

Таблица 5 - Коэффициенты выбросов ПГ для ПНГ, сжигаемого на факелах, используемые при отсутствии фактических данных о химическом составе компонентов сжигаемой углеводородной смеси

Примечание - См. [3], таблица 2.1, стр.10-11.

Таблица 6 - Коэффициенты недожога углеводородной смеси на факельной установке

Примечание - См. [3], таблица 2.2, стр.11.

Если участники проекта желают оценить источник выбросов, он рассчитывается на основе фактического количества ПНГ, поставляемого в рамках деятельности по проекту для производства полезного химического продукта, и коэффициента выбросов для транспортировки этого ПНГ на факел следующим образом:

________________

x - год до начала деятельности по проекту;

i - виды ископаемого топлива, сжигаемого для транспортировки ПНГ на факел в год x.

Коэффициенты выбросов взяты из протокола оценки выбросов от утечек оборудования 1995 г., опубликованного Агентством по охране окружающей среды США. Выбросы следует определять для всех соответствующих видов деятельности и всего оборудования (например, клапанов, уплотнений насосов, соединителей, фланцев, трубопроводов с открытыми концами и т.д.).

Подход Агентства по охране окружающей среды США основан на средних коэффициентах выбросов для общего содержания органических углеводородов (TOC). Выбросы метана от нефтегазовых операций на суше рассчитываются путем умножения доли метана в попутном газе на соответствующие коэффициенты выбросов (см. таблицу 7) и последующего суммирования по всем единицам оборудования следующим образом:

Рекомендуется сгруппировать оборудование в соответствии с различными типами, перечисленными в таблице 7.

Таблица 7 - Средние коэффициенты выбросов при добыче нефти и природного газа

Примечание - См. [5], таблица 2.4, стр.2-15.

Подход основан на средних коэффициентах выбросов для общего количества углеводородов. Выбросы метана от морских нефтегазовых операций рассчитываются путем умножения доли метана в попутном газе на соответствующие коэффициенты выбросов из таблицы 8 и последующего суммирования по всем единицам оборудования следующим образом:

N - количество компонентов данного типа в потоке;

Рекомендуется сгруппировать оборудование в соответствии с различными типами, перечисленными в таблице 8.

Примечание - См. [6], таблица 49.

5.4.4.1 Сценарии 1 и 2

5.4.4.2 Сценарии 3 и 4

5.4.4.3 Сценарий 3

i - тип производимого полезного химического продукта;

k - тип углеродсодержащего сырья, используемого для производства полезных химических продуктов;

j - вид производимого вторичного (побочного) продукта;

n - количество полезных химических продуктов;

m - количество видов углеродсодержащего сырья, используемого для производства полезных химических продуктов;

I - количество вторичного (побочного) продукта, используемого для производства полезного химического продукта;

x - год до начала деятельности по проекту.

Таблица 9 - Содержание углерода в углеродсодержащем сырье и полезных химических продуктах

Примечание - См. [3], таблица 12.1, стр.28-29.

5.4.4.4 Сценарий 4

5.4.4.5 Сценарий 5

5.4.4.5.1 Этап 1. Определение географического района

________________

5.4.4.5.2 Этап 2. Определение производственных мощностей в регионе

Коэффициент выбросов можно оценить, используя один из двух следующих вариантов.

________________

Следует отсортировать все установки j, от установок с самым низким до самого высокого коэффициента выбросов, и определить первые установки j начиная с самой низкой эффективности, так чтобы общая мощность этих установок составляла не менее 20% от общей мощности всех установок j.

j - топ 20% производственных установок;

x - год до начала деятельности по проекту.

Все этапы должны быть прозрачно задокументированы, включая список установок, определенных на этапах 2 и 3, а также соответствующие данные о потреблении топлива, электроэнергии и производстве для всех выявленных установок. Должна быть дана ссылка на все источники, использованные при сборе всех данных.

6 Требования к срокам выполнения проекта

Требования к дате начала выполнения проекта не устанавливаются.

Зачетный период для проектов по сокращению выбросов составляет максимум пять лет с возможностью продления максимум два раза по пять лет или максимум 10 лет без возможности продления.

Зачетный период начинается не ранее чем за пять лет до подачи документов на валидацию для проектов, прошедших валидацию до 31 декабря 2025 года, и не ранее чем за два года до подачи документов на валидацию для проектов, прошедших валидацию после 1 января 2026 года.

Базовая линия должна оцениваться на момент начала зачетного периода и подтверждаться либо пересматриваться на момент начала следующего 5-летнего этапа, если проект проводится три раза по пять лет (см. раздел 13).

7 Требования дополнительности

Этап 1. Следует описать альтернативный сценарий развития в соответствии с законодательством Российской Федерации:

- если предлагаемая проектная деятельность реализуется без регистрации в качестве климатического проекта;

- если был реализован другой реалистичный и достоверный альтернативный сценарий (сценарии), производящий полезный химический продукт (например, метанол, этилен или аммиак) сопоставимого качества, характеристик и применения, принимая во внимание, в соответствующих случаях, примеры сценариев, определенных в базовой методике;

- где это уместно - продолжение текущей ситуации (никакие проектные мероприятия или другие альтернативы не осуществляются).

Необходимо показать, что представленные альтернативы соответствуют действующим законам и нормативным актам. Если предлагаемая деятельность по климатическому проекту является единственной альтернативой, отвечающей обязательным требованиям применимого законодательства и нормативных актов, то предлагаемая деятельность по проекту не является дополнительной. Для оценки дополнительности проектной деятельности должны использоваться все сценарии, определенные на этапе 1 процедуры выбора сценария базовой линии, описанной в предыдущем разделе.

Если используется шаг 2 приложения А (инвестиционный анализ), то необходимо провести инвестиционный анализ климатического проекта и оценить ВНД всего проекта, т.е. он не должен ограничиваться использованием ПНГ, а должен включать как любые инвестиции в инфраструктуру, так и эксплуатационные затраты на использование попутного газа вместо сжигания в факелах, а также затраты и доходы по сценариям производственных процессов (P1-P5). Анализ IRR должен быть выполнен, если выбран шаг 2 (подшаг 2b - вариант 2, сравнительный анализ инвестиций).

Этапы 3 и 4 должны быть выполнены, как указано в приложении А.

8 Требования к плану мониторинга

Процедура мониторинга включает в себя мониторинг:

- состава и количества ПНГ, произведенного на установке по переработке нефти и природного газа;

- количества и углеродоемкости любой дополнительной энергии, потребляемой в целях транспортировки или переработки ПНГ в качестве сырья на установке конечного использования;

- любых фугитивных выбросов метана из трубопровода, происходящих в результате транспортировки ПНГ по трубопроводу (в т.ч. в результате аварий).

Выбросы по базовой линии от сжигания на факелах рассчитываются на основе фактических данных по объектам конечного использования ПНГ (в отличие от сжигания на факелах). Выбросы по базовой линии от использования энергии и фугитивных выбросов метана рассчитываются на основе данных об использовании энергии для транспортировки (например, для компрессоров) и фугитивных выбросах метана вдоль трубопровода.

Все проектные выбросы рассчитываются по факту на основе фактического энергопотребления и данных о неорганизованных выбросах.

Все данные, собранные в рамках мониторинга, должны архивироваться в электронном виде и храниться не менее двух лет после окончания последнего зачетного периода. 100% данных должны быть включены в мониторинг.

9 Проектный сценарий

i - виды ископаемого топлива, сжигаемого для транспортировки ПНГ на установку конечного использования в течение года у.

i - виды ископаемого топлива, сжигаемого для транспортировки ПНГ на установку конечного использования в течение года y.

i - виды ископаемого топлива, сжигаемого для транспортировки ПНГ на установку конечного использования в течение года y.

При наличии необходимых данных вариант А должен быть предпочтительным подходом.

9.1.2 Расчет проектных выбросов от потребления электроэнергии

9.1.2.1 Рекомендуемый подход для определения сетевого коэффициента выбросов (коэффициент выбросов от системы электроснабжения)

В настоящее время в Российской Федерации отсутствуют официально публикуемые утвержденные сетевые коэффициенты выбросов ПГ.

При наличии исходных данных, требуемых для расчета сетевого коэффициента выбросов, используемого в базовом и проектном сценариях, разработчик климатического проекта в праве рассчитать его самостоятельно. Для этого рекомендуется использовать [7] и принципы учета косвенных энергетических выбросов, заложенные в ГОСТ Р ИСО 14064-1.

Для определения сетевого коэффициента используется региональный метод количественного определения косвенных энергетических выбросов, который отражает среднюю интенсивность выбросов ПГ на объектах, генерирующих электрическую и тепловую энергию, которая потребляется организацией [7].

Согласно ГОСТ Р ИСО 14064-1-2021 (приложение Е) выбросы от импортированной электроэнергии должны быть определены разработчиком проекта количественно с использованием подхода на основе местоположения путем применения коэффициента выбросов, который наилучшим образом характеризует соответствующую энергосистему, т.е. выделенную линию передачи, местный, региональный или национальный коэффициент выбросов в среднем по энергосистеме. Усредненные по энергосистеме коэффициенты выбросов должны относиться к выбросам отчетного года, при наличии, или в противном случае самого последнего доступного года. Усредненные по сети коэффициенты выбросов для импортированной электроэнергии должны быть основаны на усредненной структуре потребления из энергосистемы, откуда потребляется электроэнергия.

Сетевые коэффициенты выбросов могут также включать другие косвенные выбросы, связанные с производством электроэнергии, такие как потери при передаче и распределении.

Требования и руководство, описанные в ГОСТ Р ИСО 14064-1 в отношении электроэнергии, также применимы к потребленным и переданным теплу, водяному пару, охлаждающему и сжатому воздуху.

В случае поступления в сеть энергии от объектов когенерации необходимо использовать подходы разделения различных форм энергии.

Ассоциация "НП Совет рынка" и АО "АТС" разработали концепцию расчета и публикации коэффициентов выбросов ПГ энергосистемы Российской Федерации. По результатам экспертной оценки независимыми международными аудиторами выдано свидетельство о заверении и получено заключение о валидации. Предполагается, что впоследствии реализация данной концепции приведет к разработке и опубликованию данных сетевых коэффициентов. Подходы, изложенные в концепции, также могут быть использованы разработчиком проекта для расчета коэффициента выбросов энергосистемы.

В случае, если рассчитать сетевой коэффициент выбросов самостоятельно невозможно, разработчик проекта может использовать сетевые коэффициенты из следующих источников:

Источник 2. Коэффициенты эмиссии Международного энергетического агентства (МЭА). Данные обновляются ежегодно для всей энергосистемы регионов присутствия (в т.ч. для Российской Федерации) и отражают среднюю углеродоемкость генерации электроэнергии и тепла.

Источник 3. Глобальное партнерство "Climate Transparency" разрабатывает климатические показатели стран G20. Агентство ежегодно публикует открытые отчеты стран G20, включая средний коэффициент энергетических выбросов.

Источник 4. Методы и подходы, применяемые к определению сетевого коэффициента, следует задокументировать и указать в ПТД. Необходимо обосновать выбранную методологию расчета, раскрыть информацию об источнике используемых исходных данных, прозрачно и точно задокументировать собственную процедуру расчета сетевого коэффициента или описать свойства выбранного и применяемого сетевого коэффициента.

9.1.2.2 Рекомендуемый подход для определения коэффициента косвенных энергетических выбросов в случае прямых поставок электроэнергии

Определение коэффициента косвенных энергетических выбросов в случае прямых поставок электроэнергии осуществляется рыночным методом [7].

Рыночный метод используется при потреблении электрической энергии, полученной по двусторонним договорам купли-продажи электрической энергии, заключенным в соответствии с правилами оптового рынка электрической энергии и мощности и основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии. Рыночные коэффициенты косвенных энергетических выбросов содержатся в договорах купли-продажи, в договорах, заключенных на розничных рынках электрической энергии, либо в сертификатах, подтверждающих объем производства электрической энергии на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах, сведения о которых внесены в реестр либо рассчитываются на основе объемов электрической энергии, полученных от конкретных внешних генерирующих объектов в соответствии с условиями договоров купли-продажи, договоров розничных рынков или сертификатов за отчетный период. Методические указания для расчета изложены в [7].

Если поставщиком электроэнергии по договорам купли-продажи, договорам розничных рынков или сертификатам является организация, имеющая несколько генерирующих объектов, рыночный коэффициент определяется только для генерирующего объекта (или генерирующих объектов), от которого (или которых) потребитель получил электрическую энергию.

Если в рамках проектной деятельности дополнительно потребляется электрическая энергия, информация о которой не была заявлена договорами купли-продажи, договорами розничных рынков или сертификатами (незаявленный остаток электроэнергии, т.е. объем электроэнергии, потребленный сверх установленного договором(и) и/или сертификатом(ами)), то в этом случае объем незаявленного остатка электрической энергии определяется на основе данных о получении электрической энергии от внешних генерирующих объектов, расположенных в региональной энергосистеме. Таким образом, косвенные энергетические выбросы от потребления электроэнергии, полученной по договорам и/или сертификатам, рассчитываются на основе подхода для определения коэффициента косвенных энергетических выбросов в случае прямых поставок электроэнергии (рыночный метод), а косвенные выбросы от потребления незаявленного остатка электроэнергии - с использованием подхода для определения сетевого коэффициента выбросов.

На территории Российской Федерации функционируют генерирующие объекты, не имеющие электрической связи с ЕЭС России ТИТЭС. На таких территориях определение косвенных энергетических выбросов должно осуществляться исходя из индивидуальных коэффициентов выбросов всех генерирующих объектов, включенных в энергосеть малого масштаба ТИТЭС [7].

Рыночный метод не применяется для количественного определения косвенных энергетических выбросов при потреблении тепловой энергии. Тепловая энергия, полученная от внешних генерирующих объектов, определяется по региональному методу [7].

Разработчику проекта необходимо убедиться в соответствии применяемых им подходов и используемых данных общим требованиям и руководству по учету данных об импортированной электроэнергии, потребленной при реализации проектной деятельности, изложенным в ГОСТ Р ИСО 14064-1-2021 (приложение Е).

Разработчику проекта необходимо указать в ПТД источники и исходные данные, используемые при расчете, применяемую методологию расчета, методы разделения различных форм энергии (например, в случае систем когенерации, если применимо), прозрачно и точно задокументировать собственную процедуру расчета рыночного коэффициента косвенных энергетических выбросов.

________________

при

и

d - радиус трубопровода, м;

L - длина трубопровода, м;

Расчет этого источника выбросов зависит от применимого сценария.

9.3.1 Сценарий 1

9.3.2 Сценарий 2

i - виды топлива, сжигаемые для переработки ПНГ, например, для очистки ПНГ в течение года у.

i - виды топлива, сжигаемые для переработки ПНГ, например, для очистки ПНГ в течение года у.

Вариант А должен быть предпочтительным подходом при наличии необходимых данных.

9.3.2.2 Расчет проектных выбросов от потребления электроэнергии

В общем подходе проектные выбросы от потребления электроэнергии рассчитываются на основе количества потребленной электроэнергии, коэффициента выбросов для производства электроэнергии и коэффициента для учета потерь при передаче следующим образом:

9.3.3 Сценарии 3, 4 и 5

В этих сценариях установка конечного использования создается в результате деятельности по проекту, а полезный химический продукт будет производиться на других установках в отсутствие деятельности по проекту. Выбросы от использования ископаемого топлива следует определять следующим образом:

i - виды топлива сжигаются в процессе j в течение года y.

i - виды топлива сжигаются в процессе j в течение года y.

Вариант А должен быть предпочтительным подходом при наличии необходимых данных.

9.3.5 Расчет проектных выбросов от потребления электроэнергии

В общем подходе проектные выбросы от потребления электроэнергии рассчитывают на основе количества потребленной электроэнергии, коэффициента выбросов для производства электроэнергии и коэффициента для учета потерь при передаче следующим образом:

j - источники потребления электроэнергии в проекте.

9.4 Сокращение выбросов

Сокращение выбросов рассчитывается как разница между выбросами при реализации базовой линии и проектными выбросами с учетом любых поправок на утечку:

9.5 Управление рисками

В рамках реализации проекта рекомендуется разработать систему оценки рисков с описанием наиболее вероятных рисков, которые могут возникнуть на всех этапах реализации климатического проекта (см. таблицу 11). Для такой оценки разработчику проекта следует разработать подробную матрицу, содержащую, как минимум, следующую информацию:

- основные этапы реализации климатического проекта;

- описание рисков, которые могут возникнуть на каждом этапе климатического проекта;

- описание вероятности наступления рисков. Для этого могут быть использованы варианты рейтинга "низкий, средний, высокий" или любые другие понятные числовые шкалы;

- описание влияния каждого риска на результаты всего проекта. Это также может быть сделано с использованием вариантов "низкий, средний, высокий" или любой другой понятной числовой шкалы;

- описание периода влияния каждого риска на весь климатический проект;

- информацию о принимаемых мерах по минимизации или предотвращению каждого вида рисков;

- время реализации каждой меры, которая снижает или предотвращает возникновение рисков.

Таблица 11 - Управление рисками

10 Оценка выбросов от утечек проектной деятельности

Мероприятия проекта не должны приводить к совокупному увеличению массы выбросов ПГ или снижению уровня их поглощения вне области влияния таких мероприятий.

При этом необходимо принимать во внимание и полностью учитывать тот факт, что если утечки проекта существуют, то они должны быть оценены.

11 Минимизация риска непостоянства

Требования не применяются.

12 Методы предотвращения двойного учета негативных эффектов на окружающую среду и общество

________________

- избегать перекрытия (наложения) границ при их задании;

- обеспечивать использование согласованных методик по отношению к однотипным источникам выбросов ПГ;

- сформировать принцип раскрытия информации о климатических проектах;

- анализировать любую область потенциального перекрытия границ и информировать о возможности возникновения конфликтов.

Климатический проект должен демонстрировать соответствие всем требованиям законодательства в той юрисдикции, где он расположен. Инициаторы проекта должны учитывать, существует ли риск того, что их проект окажет негативное воздействие на местные сообщества, биоразнообразие и окружающую среду. Такие проекты не должны приводить к повышенному загрязнению воздуха, почвы, поверхностных и подземных вод, конфликтам в сообществе, проблемам землевладения, принудительным выселениям, нарушениям прав человека или ухудшению здоровья и благополучия из-за ограниченного доступа к лесам или природной зоне.

12.1 Права человека

Проект должен уважать провозглашенные на международном уровне права человека, включая достоинство, культурные ценности и уникальность коренных народов. Проект не должен быть причастен к нарушениям прав человека.

Проект не должен быть связан с недобровольными переселениями и не должен быть соучастником этих переселений.

Проект не должен предполагать участие и не должен являться соучастником изменения, повреждения или удаления какого-либо важного культурного наследия.

12.2 Трудовые стандарты

Проект должен уважать свободу ассоциации сотрудников и их право на ведение коллективных переговоров и не быть причастным к ограничению этих свобод и прав.

Проект не должен быть причастен и связан с принудительным или обязательным трудом в какой-либо форме.

Проект не должен использовать и не должен быть причастным к какой-либо форме детского труда.

Проект не должен быть связан с какой-либо формой дискриминации и быть причастным к этому.

Проект должен обеспечивать работникам безопасную и здоровую рабочую среду и не поддерживать воздействия на работников небезопасных или нездоровых условий труда.

12.3 Защита окружающей среды

Проект не должен быть связан и принимать участие в существенном преобразовании или деградации критически важных естественных местообитаний, в т.ч. тех, которые охраняются законом, официально предложены для охраны, признаны авторитетными источниками в связи с их высокой природоохранной ценностью или признаны охраняемыми традиционными местными сообществами.

12.4 Антикоррупционное законодательство

Проект должен уважать свободу ассоциации сотрудников и их право на ведение коллективных переговоров и не должен быть причастным к ограничению этих свобод и прав.

Проект не должен быть связан с коррупцией и являться замешанным в ней.

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.

Приложение А

(справочное)

Рекомендации по подтверждению дополнительности проектной деятельности

А.1 Введение

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.

________________

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:

1) этап 0. Предварительный этап:

- этап 0.1 Определение проекта как "прорывного";

- этап 0.2 Анализ устоявшейся практики;

2) этап 1. Выявление альтернатив проектной деятельности;

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.

3) этап 2. Обоснование дополнительности:

- 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.

А.3.1 Предварительный этап

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 не применим.

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.

________________

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;

________________

в) сохранение текущей ситуации (проектная деятельность или другие альтернативы не осуществлены).

________________

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 ниже).

Для проведения инвестиционного анализа необходимо:

________________

________________

А.3.3.1 Вариант 1.1. Применение простого анализа затрат

________________

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, чистая приведенная стоимость (ЧПС), отношение издержек и прибыли или производственные издержки (например, нормированная себестоимость производства электроэнергии в руб./кВтч или нормированная себестоимость поставленного тепла в 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, но 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.

1) Выявление барьеров, которые препятствовали бы осуществлению проектной деятельности

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);

ж) пр.

2) 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 помешали реализации хотя бы одного альтернативного сценария, а регистрация проектной деятельности в реестре в качестве климатического проекта устраняла 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