Проекта




НазваниеПроекта
страница3/29
Дата20.03.2013
Размер3.69 Mb.
ТипДокументы
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   29
РАЗДЕЛ B. Базовый уровень


B.1. Описание и обоснование выбранного базового уровня:


Этап 1. Критерии и описание подхода для определения базового уровня.


а) В случае если для базового уровня и мониторинга используется методология МЧР, необходимо указать ее название, номер, версию и описать, почему она применима:


Используемая методология базового уровня “Консолидированная методология базового уровня для проектов перевода с угля или мазута на природный газ” (РКИК ООН / МЧР – Исполнительный Комитет, ACM0009 Версия 03, Сектор: 01 и 04, 28 июля 2006; с которой можно ознакомиться на

http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/CDMWF_AM_O3O0SX1WXNHV11OYW3RPBKYFHQKZUX).


Данная методология применима для проектной деятельности, связанной с заменой топлива с угля или мазута на природный газ.

Перевод на природный газ производится в процессах, направленных на производство тепла, расположенных или непосредственно связанных с промышленным процессом, направленным не на производство тепловой энергии, либо используемых для обеспечения теплом системы центрального отопления за счет тепловых котельных.


Более того, применимы следующие условия:

• До реализации проекта в качестве топлива в «элементных процессах» использовался уголь или мазут (но не природный газ);

• Не существует каких-либо постановлений/программ, препятствующих использованию ископаемых видов топлива на объектах;

• Не существует каких-либо постановлений/программ, требующих использовать природный газ или какое-либо иное топливо в «элементных процессах»;

• Проектные мероприятия не вызовут увеличения мощности или срока службы «элементных процессов» в течение периода кредитования (т.е. сокращения выбросов включаются только до окончания срока службы оборудования), в течение кредитного периода не планируется увеличение тепловой мощности объектов;

• Предложенная проектная деятельность не вызовет изменений общего технологического процесса.


Проект «Перевод котельных с угля и мазута на природный газ в Костромской области, Россия» был разработан строго в соответствии с условиями вышеупомянутой утвержденной МЧР методологии без каких-либо отступлений.


в) В случае если в определении базового уровня был применен специфический подход, приведите его детальное и полностью прозрачное описание и подтверждение касательно критериев определения базового уровня и мониторинга Комитета по надзору за ПСО. – Неприменимо.


Этап 2. Применение выбранного подхода


Определение сценария базового уровня


Участники проекта должны определить наиболее вероятные сценарии базового уровня посредством следующих этапов.


Этап 1. Выявление всех реалистичных и достоверных альтернатив проектной деятельности


Участники проекта должны как минимум рассмотреть следующие альтернативы:


  • Продолжение существующей практики использования угля или нефтяного топлива;

  • Переход с угла или нефтяного топлива на другие виды топлива кроме природного газа (например, биомассу);

  • Проектная деятельность вне рамок ПСО (переход с угля или нефтяного топлива на природный газ);

  • Переход с угля или нефтяного топлива на природный газ в определенный момент в будущем во время периода кредитования.


Все 4 перечисленные альтернативы являются реалистичными и достоверными.


Этап 2: Исключите альтернативы, которые противоречат существующему законодательству и нормативам


Необходимо исключить альтернативы, которые противоречат существующему законодательству и нормативам.


Все 4 Альтернативы, упомянутые выше, находятся в соответствии с существующим законодательством и нормативными требованиями. Поэтому никакие Альтернативы не исключены на данном этапе.


Этап 3: Исключите альтернативы, реализация которых невозможна из-за запретительных барьеров


Ни один из сценариев не ограничен запретительными барьерами и, поэтому, не исключен на данном этапе.


Этап 4: Сравните экономическую привлекательность упомянутых Альтернатив


Сравните экономическую привлекательность без финансирования от продажи ЕСВ для всех альтернатив, оставшихся после Этапа 2 последней версии «Инструкции по демонстрации и оценке дополнительности проектов» (Версия 05.2) согласованной Исполнительным комитетом МЧР - http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/AdditionalityTools/Additionality_tool.pdf См. детали ниже в разделе В.2 и Приложении 4.





Продолжение существующей практики использования угля или нефтяного топлива


Переход с угла или нефтяного топлива на другие виды топлива кроме природного газа (например, биомассу)


Проектная деятельность вне рамок СО (переход с угля или нефтяного топлива на природный газ)


Переход с угля или нефтяного топлива на природный газ в определенный момент в будущем во время периода кредитования.


ЧПС

41.593.094

-15.923.503


11.376.726


24.908.309


Необходимо сравнить ЧПС различных сценариев и выбрать наиболее экономически привлекательный сценарий (например, с наивысшим ЧПС) как базовый уровень – Применено.


Данная методология применима только в случае если дальнейшее использование угля или нефтяного топлива во время периода кредитования является наиболее вероятным сценарием. -

Согласно Этапу 4 продолжение использования угла и нефтяного топлива во время периода кредитования выбрано как сценарий базового уровня.


B.2. Описание того, как будут сокращены антропогенные выбросы парниковых газов от источников по сравнению с уровнем выбросов при отсутствии СО проекта:


Этап 1. Критерии и описание примененного подхода.


а) В случае если для базового уровня и мониторинга используется методология МЧР, необходимо указать ее название, номер, версию и описать, почему она применима:


Используемая методология базового уровня “Консолидированная методология базового уровня для проектов перевода с угля или мазута на природный газ” (РКИК ООН / МЧР – Исполнительный Комитет, ACM0009 Версия 03, Сектор: 01 и 04, 28 июля 2006; с которой можно ознакомиться на

http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/CDMWF_AM_O3O0SX1WXNHV11OYW3RPBKYFHQKZUX).


Данная методология применима для проектной деятельности, связанной с заменой топлива с угля или мазута на природный газ.

Перевод на природный газ производится в процессах, направленных на производство тепла, расположенных или непосредственно связанных с промышленным процессом, направленным не на производство тепловой энергии, либо используемых для обеспечения теплом системы центрального отопления за счет тепловых котельных.


Более того, применимы следующие условия:

• До реализации проекта в качестве топлива в «элементных процессах» использовался уголь или мазут (но не природный газ);

• Не существует каких-либо постановлений/программ, препятствующих использованию ископаемых видов топлива на объектах;

• Не существует каких-либо постановлений/программ, требующих использовать природный газ или какое-либо иное топливо в «элементных процессах»;

• Проектные мероприятия не вызовут увеличения мощности или срока службы «элементных процессов» в течение периода кредитования (т.е. сокращения выбросов включаются только до окончания срока службы оборудования), в течение кредитного периода не планируется увеличение тепловой мощности объектов;

• Предложенная проектная деятельность не вызовет изменений общего технологического процесса.


Проект «Перевод котельных с угля и мазута на природный газ в Костромской области, Россия» был разработан строго в соответствии с условиями вышеупомянутой утвержденной МЧР методологии без каких-либо отступлений.


б) В случае если применен специфический подход, приведите ссылки и подтвердите должным образом его применимость. – Неприменимо.


Этап 2. Применение выбранного подхода


Проектные выбросы


Проектные выбросы (PE y) включают выбросы CO2 от сжигания природного газа. Проектные выбросы рассчитываются на основе количества сжигаемого природного газа (FF project,,y) и соответствующей чистой теплотворной способности (NCV NG,y) и коэффициента выбросов CO2 для природного газа (EF NG,CO2,y), как показано ниже:


PE y = FF project,,y * NCV NG,y * EF NG,CO2,y (формула использована для фактических расчетов и мониторинга)


где

PE y – проектные выбросы

FF project,,y – объем сжигаемого природного газа

NCV NG,y – средняя чистая теплотворная способность природного газа,

EF NG,CO2,y – коэффициент выбросов CO2 для природного газа


Утечки


Утечки могут возникнуть в результате добычи топлива, переработки, сжижения, транспортировки, регазификации и поставки ископаемых видов топлива вне границ проекта. Указанные утечки включают главным образом летучие выбросы CH4 и CO2 от сжигания и горения в факелах. В данной методологии должны быть рассмотрены следующие виды утечек:

  • Летучие выбросы CH4 от соответствующей добычи топлива, переработки, сжижения, транспортировки, регазификации и поставки природного газа, используемого на проектных предприятиях и ископаемых видов топлива, используемых в энергетических системах в отсутствие проектной деятельности.

  • В случае использования сжиженного газа на проектном предприятии: выбросы CO2 от сжигания топлива / потребление электроэнергии соответственно для сжижения, транспортировки, регазификации и компрессия в системы передачи и распространения природного газа – неприменимо, т.к. сжиженный газ не используется.


Таким образом, утечки рассчитываются следующим образом:


LE y = LE CH4,y + LE LNG,CO2,y

где:

LEy – утечки в течение года y

LECH4,y – утечки летучих выбросов метана вследствие добычи в течение года y

LELNG,CO2,y – утечки вследствие сжигания ископаемого топлива / потребление электричества соответственно для сжижения, транспортировки, регазификации и компрессия в системы передачи и распространения природного газа


В рамках проекта LE y = LE CH4,y


Сокращение выбросов


Сокращение выбросов от проектной деятельности в течение года y (ERy) представляет собой разницу между базовыми выбросами (BEy) и проектными выбросами (PEy) и утечками (LEy), а именно: ER y = BE y – PE y – LE y.


Этап 3. Обеспечение доказательств дополнительности


Оценка дополнительности основана на «Инструкции по демонстрации и оценке дополнительности проектов» (соответствующий метод подчеркнут):


Этап 2: Инвестиционный анализ

Необходимо определить, что предложенная проектная деятельность не является:

(а) наиболее экономически или финансово привлекательной; или

(б) экономически или финансово возможной без учета средств от продажи сокращений выбросов.

Для проведения инвестиционного анализа необходимо руководствоваться следующими подэтапами:


Подэтап 2а: Определение метода анализа

Необходимо определить какой вид анализа будет использоваться – простой анализ затрат, инвестиционный сравнительный анализ или бенчмарк анализ (Подэтап 2б). Если проектная деятельность и альтернативы, определенные в Этапе 1, не приносят иной финансовой или экономической прибыли кроме доходов от продажи ЕСВ, то должен применяться простой анализ затрат (Вариант I). В иных случаях должен применяться инвестиционный сравнительный анализ (Вариант II) или бенчмарк анализ (Вариант III).


Принимая во внимание то факт, что проектная деятельность приведет к получению других доходов кроме доходов от продажи ЕСВ, а именно доходов от продажи тепла, невозможно использовать простой анализ затрат (Вариант I).

Следовательно, мы использовали инвестиционный сравнительный анализ (Вариант II).


Подэтап 2б: Вариант I. Применение простого анализа затрат – неприменимо.


Подэтап 2б: Вариант II. Применение инвестиционного сравнительного анализа


Необходимо определить финансовый показатель, такой как внутренняя норма доходности (ВНД), чистая приведенная стоимость (ЧПС), отношение издержек и прибыли, или производственные издержки (например, нормированная себестоимость производства электроэнергии в $/кВтч или нормированная себестоимость поставленного тепла в $/ГДж) наиболее подходящий для данного типа проекта.


Для данного проекта был выбран показатель ЧПС как стандартный метод для определения стоимости денег с учётом фактора времени для оценки долгосрочных проектов.


Подэтап 2с: Расчет и сравнения финансовых показателей (применимо только для Вариантов II и III):


Необходимо рассчитать подходящий финансовый показатель для предложенной проектной деятельности для всех альтернатив в случае Варианта II. Необходимо включить в расчет все соответствующие затраты (включая, например, инвестиционные затраты, операционные расходы) и доходы – применено.


Первоначальные данные для всех инвестиционных анализов должны быть получены на момент принятия решения об инвестировании участниками проекта – применено.


Соответствующий финансовый показатель (ЧПС) должен быть рассчитан для всех альтернатив – применено.


Для инвестиционного анализа должна быть обеспечена прозрачность расчетов и представлены все предпосылки для расчетов – применено.


Предпосылки и первоначальные данные для финансового анализа не должны отличаться на протяжении всего проекта – применено.


Представить в ПДД для валидации ясное сравнение финансовых показателей для предложенной проектной деятельности и альтернатив, в случае если Вариант II (инвестиционный сравнительный анализ) применен – применено.


Методология ACM009 Версия 03 применима только в случае, когда продолжение использования угля и нефтяного топлива в течение кредитного периода является наиболее вероятным сценарием (базовой линией).


Как показано в таблице ниже «Продолжение существующей практики использования угля или нефтяного топлива» является наиболее вероятным сценарием.





Продолжение существующей практики использования угля или нефтяного топлива


Переход с угла или нефтяного топлива на другие виды топлива кроме природного газа (например, биомассу)


Проектная деятельность вне рамок СО (переход с угля или нефтяного топлива на природный газ)


Переход с угля или нефтяного топлива на природный газ в определенный момент в будущем во время периода кредитования.


ЧПС

41.593.094


-15.923.503


11.376.726


24.908.309


Все основные параметры для финансового анализа представлены в таблице ниже:


Параметр

Значение параметра

Ед. измерения

Источник данных

Ставка рефинансирования ЦБ РФ (ставка дисконтирования)



10%

http://www.cbr.ru/print.asp?file=/statistics/credit_statistics/refinancing_rates.htm

Обменный курс ЦБ

1/36,5

ЕВРО/РУБ

http://www.cbr.ru/currency_base/daily.aspx?C_month=10&C_year=2008&date_req=01.10.2008


Общий объем инвестиций в проект по переводу котельных на природный газ

1,328,500,000

РУБ

Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Бюджетное финансирование (для всех альтернатив)

374,700,000

РУБ

Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Внебюджетные фонды

26,131,507

ЕВРО

Значение параметра рассчитано как разница между общим объемом инвестиционных затрат и бюджетным финансированием (согласно письму от Департамента Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области)

Цена на природный газ (2008)

2,005.35

РУБ/1000 м³

Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Затраты на производство 1 Гкал на природном газе (2008)

677

РУБ

Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Тариф на 1 Гкал на природном газе (2008)

1000

РУБ

Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Потребление природного газа (2008)

3,418.25


1000 м³

Рассчитано ФТР (“Потребление НГ” Excel)

Потребление природного газа (2009)

22,931.29


1000 м³

Рассчитано ФТР (“Потребление НГ” Excel)

Потребление природного газа (2010-2018)

50,706.10


1000 м³

Рассчитано ФТР (“Потребление НГ” Excel)

Затраты на эксплуатацию и техобслуживаниедля котельных на природном газе (2008)

307,798


ЕВРО

Рассчитано ФТР (исходные данные предоставлены Департаментом Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области)

Затраты на эксплуатацию и техобслуживаниедля котельных на природном газе (2009)

2,190,551

ЕВРО

Рассчитано ФТР (исходные данные предоставлены Департаментом Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области)

Затраты на эксплуатацию и техобслуживаниедля котельных на природном газе (2010)

4,819,911

ЕВРО

Рассчитано ФТР (исходные данные предоставлены Департаментом Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области)













Цены на природный газ, прогноз

2009 – 20%; 2010 – 30%; 2011 – 40%; 2012 – 15%; 2013-2018 -10%

Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Затраты на эксплуатацию и техобслуживание, прогноз

10% (ежегодно)


Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Тариф на 1 Гкал на природном газе, прогноз

15% (ежегодно)


Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Производство тепловой энергии (2008)

26,719.98

Гкал/год

Рассчитано ФТР (“Производство тепловой энергии” Excel)

Производство тепловой энергии (2009)

173,575.78

Гкал/год

Рассчитано ФТР (“Производство тепловой энергии” Excel)

Производство тепловой энергии (2010-2018)

373,663.39

Гкал/год

Рассчитано ФТР (“Производство тепловой энергии” Excel)













Цена на уголь (2008)

2400

РУБ/т

Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Цена на мазут (2008)

6500

РУБ/т

Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Потребление угля (2008)

2,271.98

т/год

Рассчитано ФТР (“Потребление угля и мазута” Excel)

Потребление угля (2009)

23,825.62

т/год

Рассчитано ФТР (“Потребление угля и мазута” Excel)

Потребление угля (2010-2018)

68,038.71

т/год

Рассчитано ФТР (“Потребление угля и мазута” Excel)

Потребление мазута (2008)

2,653.50

т/год

Рассчитано ФТР (“Потребление угля и мазута” Excel)

Потребление мазута (2009)

14,373.32

т/год

Рассчитано ФТР (“Потребление угля и мазута” Excel)

Потребление мазута (2010-2018)

25,651.31

т/год

Рассчитано ФТР (“Потребление угля и мазута” Excel)

Прогноз роста цен на уголь и мазут

15% (ежегодно)

Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Затраты на эксплуатацию и техобслуживаниедля котельных на угле/мазуте (2008)

1,036,171

ЕВРО

Рассчитано ФТР (исходные данные предоставлены Департаментом Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области)

Затраты на эксплуатацию и техобслуживаниедля котельных на угле/мазуте (2009)

7,641,704

ЕВРО

Рассчитано ФТР (исходные данные предоставлены Департаментом Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области)

Затраты на эксплуатацию и техобслуживаниедля котельных на угле/мазуте (2010)

18,707,800

ЕВРО

Рассчитано ФТР (исходные данные предоставлены Департаментом Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области)

Затраты на эксплуатацию и техобслуживаниедля котельных на угле/мазуте, прогноз


20% (ежегодно)


Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Затраты на производство 1 Гкал на угле/мазуте (2008)

2265

РУБ

Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Тариф на 1 Гкал на угле/мазуте (2008)

2900

РУБ

Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Тариф на 1 Гкал на угле/мазуте, прогноз

15% (ежегодно)


Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Общий объем инвестиций в проект в случае перевода котельных на биомассу

2,147,000,000

РУБ

Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Бюджетное финансирование (для всех альтернатив)

374,700,000

РУБ

Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Внебюджетные фонды

48,556,164

ЕВРО

Значение параметра рассчитано как разница между общим объемом инвестиционных затрат и бюджетным финансированием (согласно письму от Департамента Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области)

Затраты на производство 1 Гкал на биомассе (2008)

1276

РУБ

Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Тариф на 1 Гкал на биомассе (2008)

1600

РУБ

Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Затраты на биомассу (2008)

560,461

ЕВРО

Рассчитано ФТР (исходные данные предоставлены Департаментом Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области)

Затраты на биомассу (2009)

4,733,055

ЕВРО

Рассчитано ФТР (исходные данные предоставлены Департаментом Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области)

Затраты на биомассу (2010)

11,207,936

ЕВРО

Рассчитано ФТР (исходные данные предоставлены Департаментом Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области)

Затраты на биомассу, прогноз

2009 – 30%; 2010-2018 – 10% (ежегодно)

Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Затраты на эксплуатацию и техобслуживаниедля котельных на биомассе (2008)

373,640

ЕВРО

Рассчитано ФТР (исходные данные предоставлены Департаментом Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области)

Затраты на эксплуатацию и техобслуживаниедля котельных на биомассе (2009)

2,669,928

ЕВРО

Рассчитано ФТР (исходные данные предоставлены Департаментом Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области)

Затраты на эксплуатацию и техобслуживаниедля котельных на биомассе (2010)

6,322,426

ЕВРО

Рассчитано ФТР (исходные данные предоставлены Департаментом Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области)

Затраты на эксплуатацию и техобслуживаниедля котельных на биомассе, прогноз

10% (ежегодно)


Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Тариф на 1 Гкал на биомассе, прогноз

11,86% (ежегодно)

Департамент Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области

Общий объем инвестиций в проект перевода котельных на природный газ, начиная с 2010 г.

44,040,685

ЕВРО

Рассчитано ФТР (исходные данные предоставлены Департаментом Топливно-Энергетического Комплекса и Тарифной Политики Костромской Области)

Подэтап 2д: Анализ чувствительности (применяется только для Вариантов II и III):


Анализ чувствительности должен доказать, 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 постоянно подтверждает, что при колебаниях основных параметров в разумных пределах проектная деятельность не может быть самой финансово/экономически привлекательной (как сказано в Этапе 2с параграфе 11а) или не может быть финансово/экономически привлекательной (как сказано в Этапе 2с параграфе 11б).


Результаты анализа чувствительности приведены в таблице ниже:


 

ЧПС

ЧПС

ЧПС

ЧПС

 

Затраты на топливо +10%

Затраты на топливо -10%

Затраты на эксплуатацию и техобслуживание +10%

Затраты на эксплуатацию и техобслуживание -10%

Продолжение существующей практики

67.160.713

87.503.806

22.495.819

60.690.370

Проектная деятельность вне рамок СО

5.965.087

13.815.654

7.908.563

14.844.888

Переход с угля или нефтяного топлива на природный газ в будущем

18.124.571

28.095.066

20.711.832

29.104.785

Переход с угла или нефтяного топлива на другие виды топлива (биомассу)

-23.944.235

-7.902.771

-20.453.244

-11.393.762

Расчеты представлены в Приложении 4.


Вывод на Этапе 2: Если после проведения анализа чувствительности можно сделать вывод, что: (1) предложенная проектная деятельность не является наиболее финансово/экономически привлекательной (как сказано в Этапе 2с параграфе 11а) или не может быть финансово/экономически привлекательной (как сказано в Этапе 2с параграфе 11б), то нужно перейти к Этапу 4 (Анализ общей практики).


Анализ общей практики


Приведенные выше тесты на дополнительность должны дополняться анализом, демонстрирующим насколько данный тип проектов (технологии и реализация) уже распространился в данном секторе и регионе.


Что касается аналогичных проектов по замене топлива в соответствующих секторах и регионах, то можно отметить, что информация о финансировании таких проектов только муниципалитетами и частными инвесторами без дополнительных источников отсутствует.


Существуют другие проекты, которые уже реализованы и находятся на стадии реализации в других регионах Российской Федерации (например, Проект по замене топлива на Юго-западе Ленинградской области; Проект по замене топлива в Кировской области и т.д.), но эти проекты требуют дополнительного финансирования, иначе они не являются привлекательными для инвесторов.


B.3. Описание того, как определение границ проекта применяется в проекте:


Границы проекта охватывают все выбросы CO2, связанные со сжиганием топлива в каждом «элементном процессе», предполагающем замену топлива (каждая котельная включена в проект). Понятие границ проекта применяется как к базовым, так и к проектным выбросам.


Для определения выбросов, полученных в результате проектной деятельности, участники проекта должны включить выбросы оксида углерода от сжигания природного газа в каждом элементном процессе – включено.


Для определения выбросов базового уровня участники проекта должны включить выбросы оксида углерода от сжигания угля или нефтяного топлива в каждом элементном процессе в случае отсутствия проектной деятельности – включено.


Пространственная протяженность границ проекта включает физическое и географическое расположение промышленных или котельных объектов.


Таблица 1: Источники выбросов, включенные и исключенные из границ проекта




Источник

Газ

Включен?

Обоснование / объяснение

Базовые

Сжигание базового топлива

CO2

Да




CH4

Нет

Незначительный источник

N2O

Нет

Незначительный источник

Проектные

Сжигание природного газа

CO2

Да




CH4

Нет

Незначительный источник

N2O

Нет

Незначительный источник


B.4. Дополнительная информация о базовом уровне, включая дату определения базового уровня и имя (имена) человека/название (названия) организации (ий), устанавливающих базовый уровень:

Дата базового уровня: 01/10/2008.


Определение базового уровня было проведено компанией ФОРС Технолоджи Русланд (Участник проекта, указан в Приложении 1).


Исследование базового уровня было подготовлено:


К.Е. Соснова, руководитель отдела ПСО

А.Ю. Болдырев, технический руководитель проекта, отдел ПСО

М.Б. Матвеева, Генеральный директор
ООО «Форс Технолоджи Русланд»
Российская Федерация
191015, Санкт-Петербург
Калужский пер. д.3
Тел: +7 (812) 326 80 92
Моб: +7 (812) 939 60 28
Факс: + 7 (812) 326 80 93
e-mail: mbm@forcetechnology.ru
WWW: www.forcetechnology.ru


Общая информация предоставлена:


Подкопаева Н.Р., кандидат наук

Руководитель Департамента топливно-энергетического комплекса и тарифной политики Костромской области

156005, Кострома, ул. Свердлова, д.82а

тел: +7 (4942) 31 52 13
факс: + 7 (4942) 37 34 01
e-mail: rst@kostroma-net.ru


Рахманов Е.

Заместитель директора

ООО «Экологические технологии»

157350, Костромская область, г.Нея, Ул.Дорожная, д.1

Тел/факс: +7 (4942) 31 52 13 / 37 34 01

e-mail: info@topgran.ru

topgran@yandex.ru


Савин В.А., кандидат наук

Генеральный директор

«Центр экологической информации»

173004, Великий Новгород, ул. Советской Армии, д.7

Тел/факс: +7 (8162) 679 769

e-mail: vsavinu@yandex.ru


1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   29

Похожие:

Проекта iconНазвание инвестиционного проекта, его суть и целесообразность реализации
Корпорации и других Участников проекта, подкреплённое результатами финансовых прогнозов, анализом потенциала рынка, прозрачностью...
Проекта iconТема проекта: «Правила и безопасность дорожного движения» Тип проекта
Участники проекта: Дети старшего дошкольного возраста, их родители, педагоги доу
Проекта iconЗанятия 11-14. Проектная деятельность по теме «Геронтология»
Выбор темы проекта, обсуждение плана разработки проекта, разработка проекта, подготовка к представлению и защите
Проекта iconОбразовательная программа для «бакалавров»: День 1-ый: Описание проекта с помощью технологии тор
Лекция: Введение в курс «Дизайн проекта». Уточнение календарного плана-графика проекта
Проекта iconЦыпин П. Е. Управление персоналом: Конспект лекций
Первый посвящен методологии управления персоналом проекта и рассматривает такие вопросы, как планирование человеческих ресурсов,...
Проекта iconИ краткое описание проекта. Цели и задачи проекта
Автор и руководитель проекта Вялков А. В., соавторы: Шипулина Анастасия, Щербинина Анастасия, ученицы 10 класса
Проекта iconОтчет по 1 этапу проекта Регламентация деятельности ХХХХХХ аналитическая, организационная и методическая подготовка проекта
Целью реализации проекта является регламентация бизнес-процессов и функциональности подразделений и должностных лиц XXXXXX
Проекта iconПлан проекта Подготовительный этап. Анализ существующего состояния и определение потребности идея проекта. Поиск информации банк идей и предложений
Выработка концепции проекта отбор и использование определённых идей в конкретных условиях
Проекта iconОпределение проекта, жизненный цикл проекта, фазы жизненного цикла проекта
Основой для создания нормативной базы Компании для инициации и реализации проектов, относящихся к ее деятельности, является Регламент...
Проекта iconДипломнику кафедры Х и тмсэ
Дипломного проекта (работы) «Безопасность и экологичность проекта (работы)» выполняется в соответствие с заданием на проект (работу),...
Разместите кнопку на своём сайте:
Библиотека


База данных защищена авторским правом ©lib.znate.ru 2014
обратиться к администрации
Библиотека
Главная страница