FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (CDM-SSC-PDD) - Version 03
MDL – Conselho Executivo
MECANISMO DE DESENVOLVIMENTO LIMPO
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (CDM-SSC-PDD)
Version 03 – em vigor desde: 22 Dezembro de 2006
CONTEÚDO
A.
Descrição geral da atividade de projeto de pequena escala
B.
Aplicação da linha de base e metodologia de monitoramento
C.
Duração da atividade de projeto / período de crédito
D.
Impactos ambientais
E.
Comentário das Partes interessadas
Anexos
Anexo 1: Informações de Contato dos participantes da atividade de projeto de pequena escala
Anexo 2: Informações sobre financiamentos públicos
Anexo 3: Informações sobre a Linha de Base
Anexo 4: Informações sobre o plano de monitoramento
Anexo 5: Bibliografia
1
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MDL – Conselho Executivo
Revisão histórica deste documento
Número da
versão
01
02
Data
Descrição e motivo para a revisão
21 de Janeiro de
2003
8 Julho de 2005
Adoção inicial
•
•
03
22 de Dezembro
de 2006
•
O Conselho concordou em rever o CDM SSC PDD para
refletir sobre a orientação e esclarecimentos prestados pela
Câmara desde a versão 01 do presente instrumento.
Como conseqüência, as orientações para preenchimento do
CDM SSC PDD foram revistas em conformidade com a
versão 2. A versão mais recente pode ser encontrada em
<http://cdm.unfccc.int/Reference/Documents>.
O Conselho concordou em rever o documento de concepção
de projeto MDL de atividades de pequena escala (MDL-SSCPDD), tendo em conta MDL-PDD e MDL-NM.
2
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SECÃO A.
Descrição geral da atividade de projeto de pequena escala
A.1
Título da atividade de projeto de pequena escala:
Projeto de Energia Renovável da Cotesa Engenharia.
Versão: 1
Data: 20/09/2011
A.2.
Descrição da atividade de projeto de pequena escala:
A atividade de projeto consiste na implantação e operação das Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs)1,
Aguti, São Valentim e São Sebastião cuja capacidade instalada total será de 10.040 kW. Segue na tabela
01, as características das PCHs:
PCHs
Aguti
São Valentin
São Sebastião
Capacidade
Instalada 2
3,893 kW
2,448 kW
3,699 kW
Área de
reservatório
0.0496 km2
0.12 km2
0.0692 km2
Densidade
Energética
78.49 W/m2
20.40 W/m2
53.45 W/m2
Rio
Estado
Alto Braço
Santa Catarina
Tabela 1 – Características das Pequenas Centrais Hidrelétricas
As PCHs são consideradas a fio d`água, pois geram energia com o fluxo de água do rio, ou seja, pela
vazão com mínimo ou nenhum acúmulo hídrico.
O objetivo principal do Projeto de Energia Renovável da Cotesa Engenharia é aumentar a geração de
energia movida a combustíveis renováveis, no caso a água, para atender a crescente demanda de energia
no Brasil devido ao crescimento econômico e o deslocamento de plantas de geração de energia elétrica
movidas a combustíveis fósseis, tais como:termelétricas a carvão, gás natural e óleo diesel, conectadas ao
Sistema Interligado Nacional, denominado SIN, reduzindo deste modo, as emissões de gases de efeito
estufa em 8,464 tCO2e por ano.
Cotesa Geradora de Energia – PCH Aguti S/A é uma empresa criada em 19/03/2008 para atuar no
setor de geração de eletricidade através da implantação e operação da Pequena Central Hidrelétrica Aguti.
O projeto básico consolidado, aprovado pela ANEEL, foi desenvolvido pela empresa Rischbieter
Engenharia Ltda.
Cotesa Geradora de Energia - PCH São Valentin S/A é uma empresa criada em 19/03/2008 para atuar
no setor de geração de eletricidade através da implantação e operação da Pequena Central Hidrelétrica
São Valentim. O projeto básico consolidado, aprovado pela ANEEL, foi desenvolvido pela empresa
Rischbieter Engenharia Ltda.
Cotesa Geradora de Energia - PCH São Sebastião S/A é uma empresa criada em 27/03/2008 para atuar
no setor de geração de eletricidade através da implantação e operação da Pequena Central Hidrelétrica
São Sebastião. O projeto básico consolidado, aprovado pela ANEEL, foi desenvolvido pela empresa
1
De acordo com a legislação brasileira (Artigo 26, Lei 9.427, de 26/12/96, modificada pelo artigo 4o, Lei 9648, de
27/05/1998; e artigos 2 e 3 da Resolução da ANEEL no 394, de 12/04/1998), todas as centrais hidroelétricas de 1
MW até 30 MW de capacidade instalada, e com reservatório menor que 3 km 2 são consideradas de pequeno porte.
2
Despachos no. 994, 996 e 997 de 18 de Março de 2009.
3
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Rischbieter Engenharia Ltda.
A atividade de projeto contribuirá para o desenvolvimento sustentável do Brasil e está alinhada com as
exigências específicas de um projeto de Mecanismo de Desenvolvimento Limpo do Brasil, através da:
1. Redução do uso de combustíveis fósseis na geração de eletricidade através das termelétricas a carvão,
gás natural e óleo diesel;
2. Utilização de Fontes Renováveis de Energia, no caso fonte hídrica;
3. Criação de empregos nas fases de construção e operação e melhores condições de trabalho no local da
implementação da atividade de projeto;
4. Diminuição da poluição associada à queima de combustíveis fósseis para a geração de eletricidade,
reduzindo, entre outros poluentes, a emissão de gases de efeito estufa;
5. Melhora na infra-estrutura local através de benfeitorias (vias de acesso, pontes e edificações);
6. Diminuição do custo da energia consumida pelos consumidores no Sistema Interligado Nacional;
7. Maior confiabilidade, com interrupções menos extensas, devido a adição de eletricidade no sistema
elétrico;
8. Redução das perdas de transmissão;
9. Redução do congestionamento de transmissão;
A.3.
Participantes de projeto:
Listar os participantes do projeto e a(s) Parte(s), envolvida(s), e fornecer informações de contato no
Anexo 1. A informação deve ser apresentada no seguinte formato de tabela.
Pede-se indicar se a
Nome da Parte
Parte envolvida deseja
Entidade(s) privada(s) e/ou entidade(s)
envolvida (*)
pública(s) participante(s) do projeto(*)
ser considerada como
((anfitriã) indica a
(se houver)
participante no projeto
Parte anfitriã)
(Sim/Não)
Cotesa Geradora de Energia – PCH Aguti S/A
Cotesa Geradora de Energia – PCH São
Não
Valentin S/A
Cotesa Geradora de Energia – PCH São
Sebastião S/A
BioGerar Cogeração de Energia Ltda
(*) De acordo com as modalidades e procedimentos do MDL, à época de tornar o DCP-MDL
público, no estágio de validação, uma Parte envolvida pode ou não ter dado sua aprovação. À época
do pedido de registro, é exigida a aprovação da(s) Parte(s) envolvida(s).
Brasil (pais anfitrião)
Tabela 2 – Parte(s) e entidades público-privadas envolvidas na atividade de projeto
O projeto foi desenvolvido sob responsabilidade das proponentes dos projetos apoiado pela Biogerar
Cogeração de Energia Ltda.
Apresentação sucinta das empresas:
Cotesa Geradora de Energia – PCH Aguti S/A é uma empresa criada em 19/03/2008 para atuar no
setor de geração de eletricidade através da implantação e operação da Pequena Central Hidrelétrica Aguti.
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Cotesa Geradora de Energia - PCH São Valentin S/A é uma empresa criada em 19/03/2008 para atuar
no setor de geração de eletricidade através da implantação e operação da Pequena Central Hidrelétrica
São Valentim.
Cotesa Geradora de Energia - PCH São Sebastião S/A é uma empresa criada em 27/03/2008 para atuar
no setor de geração de eletricidade através da implantação e operação da Pequena Central Hidrelétrica
São Sebastião.
BioGerar Cogeração de Energia Ltda localizada em São Paulo, no estado de Santa Catarina, iniciou
suas atividades em Agosto de 2008. Com atuação nacional e internacional, especializada na elaboração de
projetos de Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL) no âmbito do Protocolo de Quioto, tem como
objetivo principal identificar oportunidades de redução de emissão de gases de efeito estufa para reduzir
os impactos associados ao aquecimento global. Contando com uma equipe multidisciplinar, a empresa
oferece uma solução integral que contempla desde a identificação da oportunidade de reduzir as emissões
de gases de efeito estufa até a efetiva comercialização das Reduções Certificadas de Emissões (RCEs)
junto aos compradores internacionais.
As informações detalhadas de contato das partes e entidades público-privadas envolvidas na atividade de
projeto encontram-se no Anexo 1.
A.4.
Descrição técnica da atividade de projeto de pequena escala:
A.4.1. Localização da atividade de projeto de pequena escala:
As PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião estão localizadas no rio Alto Braço, no município de Nova
Trento, no estado de Santa Catarina, na região Sul do Brasil.
A.4.1.1.
Parte(s) anfitriã(s):
A.4.1.2.
Região/Estado/Província etc.:
Brasil
Santa Catarina.
A.4.1.3.
Município de Nova Trento.
Cidade/Comunidade etc:
A.4.1.4.
Detalhes sobre a localização física, incluindo informações que
permitam a identificação única da atividade de projeto de pequena escala :
As PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião estão localizadas no rio Alto Braço, no município de Nova
Trento, no estado de Santa Catarina, na região Sul do Brasil. Pode-se observar na tabela 3 e na figura 1
as informações adicionais sobre as localizações das Pequenas Centrais Hidrelétricas Aguti, São Valentin e
São Sebastião.
PCHs
Aguti
São Valentin
São Sebastião
Bacia
8
8
8
Sub-Bacia
84
84
84
Latitude
27o19’08” S
27o19’24” S
27o19’08” S
o
o
Longitude
49 06’00” O
49 01’36” O
49o02’36” O
Tabela 3 – Localização das PCHs Aguti, São Valentim e São Sebastião.
5
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Figura 1 – Localização das PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião.
A.4.2. Tipo e categoria(s) e tecnologia da atividade de projeto de pequena escala:
Atividade de projeto de pequena escala.
Escopo Setorial: 01.
Tipo I – Projeto de Energia Renovável.
Categoria: I.D. Geração de eletricidade renovável conectada na rede.
A atividade de projeto proposto é a implementação das PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião com
capacidade instalada total de 10,04 MW.
PCH Aguti: visa utilizar a energia potencial gerada pela vazão da queda do rio Alto Braço através do
túnel de adução para 2(duas) turbinas hidráulicas do tipo Francis Dupla – eixo horizontal, acopladas a
eixos que acionarão os respectivos geradores. Durante o seu movimento giratório, as turbinas convertem a
energia cinética (do movimento da água) em energia elétrica por meio de 2(dois) geradores trifásicos, de
corrente alternada, ligados em estrela, de eixo horizontal para acoplamento rígido às turbinas que
produzirão eletricidade. A PCH Aguti terá capacidade instalada de 3.893 kW.
PCH São Valentin: visa utilizar a energia potencial gerada pela vazão da queda do rio Alto Braço através
do túnel de adução para 2(duas) turbinas hidráulicas do tipo Kaplan – eixo horizontal, acopladas a eixos
que acionarão os respectivos geradores. Durante o seu movimento giratório, as turbinas convertem a
energia cinética (do movimento da água) em energia elétrica por meio de 2(dois) geradores estáticos de
eixo horizontal para acoplamento rígido às turbinas que produzirão eletricidade. A PCH São Valentim
terá capacidade instalada de 2.448 kW.
PCH São Sebastião: visa utilizar a energia potencial gerada pela vazão da queda do rio Alto Braço
através do túnel de adução para 2(duas) turbinas hidráulicas do tipo Francis – eixo horizontal, acopladas a
eixos que acionarão os respectivos geradores. Durante o seu movimento giratório, as turbinas convertem a
energia cinética (do movimento da água) em energia elétrica por meio de 2(dois) geradores trifásicos, de
corrente alternada, ligados em estrela, de eixo horizontal para acoplamento rígido às turbinas que
produzirão eletricidade. A PCH São Sebastião terá capacidade instalada de 3.699 kW.
As PCHs operam a fio d`água, ou seja, ao contrário das instalações hidroelétricas tradicionais que
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inundam áreas grandes de terra, esses projetos não necessitam de grandes represamentos de água, pois
geram eletricidade com o fluxo de água do rio, ou seja, pela vazão mínima ou nenhum acúmulo hídrico.
Segue abaixo na tabela 4 as especificações técnicas das PCHs:
PCHs
Capacidade instalada (MW)
Energia média gerada (MW médios)
Área de reservatório
Nível de água máximo normal do reservatório (nível do mar)
Queda bruta
Queda liquida nominal
Tipo de turbina
Número de turbinas
Potência Nominal (kW)4
Rotação nominal (rpm)
Engolimento nominal (m3/s)
Número de geradores
Potência (kVA)
Fator de Potência
Freqüência (Hz)
Tensão (kV)
Rotação (rpm)
Aguti
3,893 MW
São Valentin
2,448 MW
São Sebastião
3,699 MW
2,30 MW médios
1,43 MW médios
2,18 MW médios
0,0496 km2
0,12 km2
0,0692 km
195,06 m
76,10 m
107,32 m
36,10 m
18,20 m
34,18 m
16,51 m
Especificações técnicas das Turbinas3
Francis Dupla – eixo
kaplan – eixo
horizontal
horizontal
2 (duas)
2 (duas)
2.053 kW
1.290 kW
720 rotações por
400 rotações por
minuto
minuto
3
13,17 m /s
17,45 m3/s
Especificações técnicas dos Geradores5
2(dois)
2(dois)
2.167,00 kVA
1.434,00 kVA
0,9 (PF) 0,9 (PF)
60,00 Hz
60,00 Hz
4,16 kV
4,16 kV
720 rotação por
400 rotação por
minuto
minuto
2
29,32 m
27,53 m
Francis – eixo horizontal
2 (duas)
1.948 kW
600 rotações por minuto
15,51 m3/s
2(dois)
2.056,00 kVA
0,9 (PF)
60,00 Hz
4,16 kV
600 rotação por minuto
Tabela 4 – Especificações técnicas
A energia assegura total do Projeto de Energia Renovával da Cotesa Engenharia será de 5,91 MW
médios, sendo a energia assegurada anual total estimada em 51.771,60 MWh médios por ano. As horas de
funcionamento das PCHs durante o ano são de 8.760 horas.
Para efeito de integração da PCH Aguti ao sistema, foi considerado um sistema de transmissão em 4,16
kV para 23,1 kV por um transformador de 4,6 MVA, e conexão no seccionamento da SE Brusque Rio
Branco (TT-1 | 138/23kV | 26,6 MVA), a uma distância de 37,60 km.
3
O fornecedor das turbinas será a DMA Energia (site: http://www.dmaenergia.com.br).
4
A diferença entre a potência total da turbina (10,582 MW) e a capacidade instalada total considerada (10,04 MW)
é resultante das perda mecânica das turbinas.
5
O fornecedor dos geradores será a WEG (site: http://www.weg.net.br).
7
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Para efeito de integração da PCH São Valentin ao sistema, foi considerado um sistema de transmissão em
4,16 kV para 23,1 kV por um transformador de 4,6 MVA, e conexão no seccionamento da SE Brusque
Rio Branco (TT-2 | 138/23kV | 26,6 MVA), a uma distância de 34,40 km.
Para efeito de integração da PCH São Sebastião ao sistema, foi considerado um sistema de transmissão
em 4,16 kV para 23,1 kV por um transformador de 4,6 MVA, e conexão no seccionamento da SE
Brusque Rio Branco (TT-2 | 138/23kV | 26,6 MVA), a uma distância de 32,20 km.
Os equipamentos empregados nos projetos já estão funcionando adequadamente em projetos similares no
Brasil, sendo que os equipamentos fornecidos serão desenvolvidos por empresas brasileiras. As
tecnologias utilizadas pelos projetos já estão bem estabelecidas, uma vez as turbinas Francis e Kaplan são
amplamente utilizadas em projetos hidroelétricos no Brasil e ao redor do mundo.
As tecnologias utilizadas nas atividades de projeto estão consolidadas no Brasil e as empresas brasileiras
dominam o uso dos equipamentos. Portanto, não haverá transferência de conhecimento para o pais
anfitrião.
O know-how técnico de operação e manutenção dos novos circuitos de geração seguirá práticas de
operação adotadas pelas proponentes do projeto.
A.4.3 Total estimado de reduções de emissões durante o período de crédito escolhido:
Na tabela abaixo temos as estimativas das PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião de reduções de
emissões (em tCO2e). O fator de emissão de CO2 do sistema elétrico no qual as usinas estão conectadas é
de 0,1635 tCO2e/MWh, conforme os dados divulgados pela Autoridade Nacional Designada – AND, com
ano base de 2009.
Estimativa anual de reduções de
emissões (tCO2e)
4.232
8.464
8.464
8.464
8.464
8.464
8.464
8.464
8.464
8.464
4.232
Ano
(01 de Julho- Dezembro) 2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
(Janeiro – 30 de Junho) 2022
Total de reduções de emissões
estimadas
(toneladas de CO2e)
Numero total de anos de créditos
Média anual durante o período de
créditos de reduções de emissões
estimadas (toneladas de CO2e)
84.640
10
8.464 Tabela 5 – Estimativa das reduções certificadas de emissões para um período de atividade de 10 anos.
8
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A.4.4. Financiamento público da atividade de projeto de pequena escala:
Este projeto não utiliza financiamento público.
A.4.5. Confirmação de que a atividade de projeto de pequena escala não é um componente
desmembrado de uma atividade de projeto maior:
De acordo com o Apêndice C dos Procedimentos e Modalidades Simplificadas para MDL de atividades
de projeto de pequena escala, atividades de projeto de derivação são definidos como a fragmentação de
atividade de grande escala em partes menores. Uma atividade de projeto de pequena escala deverá ser
julgada como um componente desmembrado de uma atividade de projeto maior se houver uma atividade
de projeto de pequena escala registrada ou uma aplicação para registrar uma outra atividade de projeto de
pequena escala:
•
•
•
•
Com os mesmos participantes de projeto;
Na mesma categoria de projeto e tecnologia; e
Registrada, previamente, dentro de 2 anos; e
Que o limite de projeto esteja dentro de 1 km do limite da atividade de projeto de pequena escala
proposta, no ponto mais próximo.
As PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião não estão enquadradas dentro dos pontos elencados acima,
portanto as atividades de projeto propostas neste documento não fazem parte de um componente
desmembrado de uma atividade de projeto maior.
SEÇÃO B.
Aplicação da metodologia de monitoramento e linha de base
B.1.
Titulo e referência da metodologia de monitoramento e linha de base aprovada para a
atividade de projeto de pequena escala:
A metodologia de monitoramento e linha de base aprovada e as ferramentas utilizadas para estas
atividades de projeto estão elencadas abaixo:
• Metodologia: AMS – I.D. – Geração de energia renovável conectada na rede – versão 176;
• Ferramenta metodológica: “Ferramenta para o cálculo do fator de emissão para um sistema
elétrico“ – versão 02.27;
• Ferramenta metodológica: “Ferramenta para o cálculo das emissões de CO2 do projeto ou de
vazamentos provenientes da queima de combustíveis fósseis” – versão 028.
B.2
Justificativa da escolha da categoria do projeto:
A metodologia utilizada para este projeto é a AMD – I.D., conforme citação na seção B.1. As atividades
de projeto se enquadram dentro do escopo setorial 1(hum) que atende projetos de geração de energia
renovável.
Por se tratar de projetos de Pequenas Centrais Hidrelétricas, as atividades de projeto não consistem em
um sistema conjugado de calor e energia (co-geração).
6
AMS I.D. - version 17:
http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/V9LRSXKP24Q7YT6HZDUBO3C0ING8AJ
7
http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-07-v2.2.0.pdf
8
http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-03-v2.pdf
9
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Essa metodologia se aplica nas seguintes condições para essas atividades de projeto:
1. Implantação de 3 (três) PCHs a fio d`água com capacidade instalada total de 10,04 MW;
2. As atividades de projeto incluem a implementação de novos reservatórios;
3. As densidades energéticas das PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião são 78,49 W/m2, 20.40
W/m2 e 53.45 W/m2 respectivamente. Portanto atende aos requisitos da metodologia que se
enquadra para novos projetos de geração de energia hídrica com densidade energética maior que
4 W/m2.
As PCHs gerarão eletricidade através de fonte renovável, no caso fonte hídrica, e despachará eletricidade
para o Sistema Interligado Nacional (SIN).
B.3.
Descrição das fronteiras do projeto:
A fronteira dos projetos compreendem a área física, geográfica, da fonte de geração de energia renovável
sendo que a extensão espacial do limite do projeto abrange a área do projeto e todas as usinas fisicamente
conectadas ao sistema de eletricidade ao qual a usina do projeto no âmbito do MDL esteja conectada.
O Brasil está dividido em cinco macrorregiões geográficas: Norte, Nordeste, Sudeste, Sul e Centro-Oeste.
A maior parte da população concentra-se nas regiões Sul, Sudeste e Nordeste. Assim a geração de energia
e, conseqüentemente, a transmissão, estão concentradas em dois subsistemas. A expansão de energia se
concentrou em duas áreas específicas, sendo elas: Norte/Nordeste e Sul/Sudeste/Centro-Oeste.
O Sistema Interligado Nacional é formado pelas empresas das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste,
Nordeste e parte da região Norte. Apenas 3,4% da capacidade de produção de eletricidade do pais
encontram-se fora do SIN, em pequenos sistemas isolados localizados principalmente na região
Amazônica.
A Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima – CIMGC em sua 43o Reunião, no dia 29 de
abril de 2008, decidiu pela adoção de um Único Sistema como padrão para projetos de MDL que
utilizem a ferramenta de cálculo dos fatores de emissão associada à metodologia ACM0002 para estimar
suas reduções de emissão de gases de efeito estufa. A justificativa da decisão é que as restrições de
transmissão existentes atualmente entre os sub-mercados do SIN não são suficientes para diminuir
substancialmente o benefício global do projeto, em função da região em que seja implantado. A figura 2
mostra o sistema de transmissão operado pelo Operador Nacional do Sistema.
10
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Figura 2 – Sistema de Transmissão 2007-2009 (fonte: Operador Nacional do Sistema – ONS)
As atividades de projeto estão localizadas no sub-mercado Sul.
Os gases de efeito estufa e as fontes de emissão incluídas na e excluídas das fronteiras dos projetos estão
mostradas na tabela 6 abaixo:
11
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Atividade de
Projeto
Linha de base
Fontes
Emissões de
CO2
provenientes
da geração de
eletricidade em
usinas movidas
a combustíveis
fósseis, que
forem
substituídas em
razão da
atividade de
projeto
Emissões do
reservatório
Justificativa/
Explicação
Fonte de emissão
considerada por
conta da geração
de energia elétrica
através de plantas
de geração de
energia movida a
combustíveis
fósseis.
Gás
Incluído?
CO2
Sim
CH4
Não
Fonte de emissão
desprezível.
N 20
Não
Fonte de emissão
desprezível.
Não
A densidade
energética das
atividades de
projeto são
maiores que 10
W/m2.
CH4
Tabela 6 – Fontes de emissão incluídas na e excluídas da fronteira do projeto
O diagrama de fluxos da fronteira do projeto pode ser observada no diagrama 1 abaixo:
Diagrama 1 – Diagrama de fluxos da fronteira do projeto.
12
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Parte da eletricidade consumida no pais é importada de outros países, entre eles Argentina, Paraguai e
Uruguai, no entanto a energia importada de outros países não afeta o limite do projeto nem o cálculo de
linha de base, pois fornecem uma parte muito pequena da eletricidade consumida no Brasil como mostra
o histórico deste fornecimento, como por exemplo, em 2003, apenas 0,1% da energia consumida no Brasil
foi importada destes países e em 2004 onde o Brasil exportou energia para Argentina devido ao período
de escassez que esse país atravessava.
B.4.
Descrição da linha de base e seu desenvolvimento:
De acordo com a metodologia AMS – I.D., o cenário de linha de base para a implementação de uma nova
usina de geração de energia renovável, no caso hídrica, é o seguinte:
A eletricidade despachada para a rede pela atividade de projeto seria gerada na ausência da atividade de
projeto pelas usinas de geração em operação conectadas a rede e pela adição de novas fontes de geração,
conforme refletido na margem combinada (CM) calculadas de acordo com a “Ferramenta para cálculo do
fator de emissão para o sistema elétrico”.
As emissões de linha de base incluem unicamente as emissões de CO2 provenientes da eletricidade gerada
por usinas movidas a combustíveis fósseis que são deslocadas em conseqüência das atividades de projeto
propostas
(1)
BE y = EGBL,y * EFCO 2,grid ,y
Onde:
€
BE y
EGBL,y
Emissões de linha de base no ano y (tCO2)
Quantidade de eletricidade líquida despachada para a rede como resultado da
implementação de uma atividade de projeto de MDL no ano y (MWh médios/yr)
€
€
€
€
€
€
EFCO 2,grid ,y
Fator de emissão de CO2 do sistema elétrico no ano y (tCO2/MWh)
A margem combinada (CM), consiste na combinação da margem de operação (OM) e a margem de
construção (BM) conforme os procedimentos descritos na Ferramenta para cálculo do Fator de Emissão
de CO2 do sistema elétrico.
Parâmetros
Unidades
(SI)
EFgrid ,CM ,y
tCO2/MWh
EFgrid ,BM ,y
tCO2/MWh
EFgrid ,OM ,y
tCO2/MWh
Descrição
Fator de emissão de CO2 da margem combinada para o sistema elétrico do
projeto no ano y
Fator de emissão de CO2 da margem de construção para o sistema elétrico
do projeto no ano y
Fator de emissão de CO2 da margem de operação do sistema elétrico do
projeto no ano y
Tabela 7 – Parâmetros
Na ausência da atividade de projeto a energia continuaria a ser gerada pelo mix atual de geração existente,
conforme refletido pelos cálculos da margem combinada (CM) na seção B.6.1., sendo que as usinas
movidas a combustíveis fósseis representam 17,98% de toda a energia gerada no Brasil, segundo
13
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (CDM-SSC-PDD) - Version 03
MDL – Conselho Executivo
informações da matriz de energia elétrica disponibilizada pela ANEEL9. Como a implementação das
PCHs Aguti, São Valentim e São Sebastião teremos a redução de emissão de gases de efeito estufa pelo
deslocamento de fontes movidas a combustíveis fósseis (carvão mineral, gás e petróleo).
B.5.
Descrição de como as emissões antropogênicas de GEEs por fontes são reduzidas para
abaixo daquelas que teriam ocorrido na ausência da atividade de projeto de MDL de pequena
escala registrada:
De acordo com as premissas descritas no Anexo 61 – “Diretrizes para a demonstração e avaliação da
consideração prévia do MDL” – versão 210, o Conselho Executivo decidiu que para atividades de projeto
com a data de início anterior a 2 de Agosto de 2008, para o qual a data de início é anterior a data de
publicação do PDD para comentários das partes interessadas globais, são necessários a comprovação de
que o MDL foi seriamente considerado no momento de decisão para implementar a atividade de projeto.
Neste caso, a data de início do Projeto de Energia Renovável da Cotesa Engenharia é de 15/05/200811.
Em marco de 2008, a empresa Upside Finanças Corporativas Ltda (denominada Upside) preparou
documento chamado Memorando de Informações12 cujo objetivo era obter, da Caixa Econômica Federal,
financiamento para a construção das PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião. Neste documento, podese observar que as receitas provenientes das Reduções Certificadas de Emissões (RCEs) geradas serão
utilizadas como garantias, além dos recebíveis da venda da eletricidade após a data de início da operação
comercial das PCHs, para obtenção do financiamento. Portanto, pode-se concluir que as PCHs Aguti, São
Valentin e São Sebastião consideraram o MDL como fator determinante, antes da data de início das
atividades de projeto.
Com objetivo de enquadrar as PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião como atividades de projeto de
MDL no âmbito do Protocolo de Quioto, em 15 de Julho de 2008, foi contratado um consultor13
independente para desenvolvimento do projeto de MDL das PCHs. Além da intenção constituir as
garantias adicionais, com as RCEs geradas, oferecidas a Instituição Financeira para obtenção do
financiamento. Portanto, concluímos que uma ação real foi feita com intenção de enquadrar as PCHs
como projetos de MDL.
Diante do exposto acima, pode-se concluir que o MDL foi fator fundamental para o desenvolvimento das
atividades de projeto, uma vez que as receitas futuras provenientes da venda dos créditos de carbono
gerados serão utilizados como garantias na fase de operação comercial dos empreendimentos.
O Glossário de termos do MDL – versão 514 define como início de atividade de projeto de MDL a data
mais antiga no qual temos o início da implementação ou construção ou uma ação real de início da
atividade de projeto. A tabela 8 abaixo, demonstra os eventos ocorridos para demonstração de uma ação
real de início da atividade de projeto.
9
ANEEL: Matriz Energética (09/08/2011).
10
http://cdm.unfccc.int/EB/048/eb48_repan61.pdf
11
Para maiores informações, veja a seção C.1.1.
12
O Memorando de Informações será disponibilizado para a EOD.
13
O contrato entre o Proponente do Projeto e a consultoria será disponibilizado para a EOD.
14
http://cdm.unfccc.int/Reference/Guidclarif/glos_CDM.pdf
14
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MDL – Conselho Executivo
Eventos
Relatório Ambiental Simplificado – RAS15
Licença Prévia (LP)
Licença de Instalação
Memorando de Informações
Início da construção
Início da montagem do canteiro de obra e
acampamento.
Contrato de Consultoria de MDL
PCH Aguti
PCH São Sebastião
Agosto/2005
03/05/2006
04/09/2006
Março/2008
10/04/2008
PCH São Valentin
Data
Janeiro/2006
03/05/2006
04/09/2006
Março/2008
15/05/2008
15/05/2008
15/05/2008
15/05/2008
15/07/2008
15/07/2008
15/07/2008
Setembro/2005
03/05/2006
04/09/2006
Março/2008
10/05/2009
Tabela 8 – Evento
O Anexo A do Apêndice B dos Procedimentos e Modalidades Simplificadas para projetos de MDL de
pequena escala estabelece que os participantes de projeto deverão fornecer uma explicação para
demonstrar que a atividade de projeto não ocorreria devido a pelo menos uma das barreiras que seguem
abaixo:
a) Barreiras de investimento: a alternativa mais viável financeiramente para a atividade de projeto
que influenciaria para uma maior emissão;
b) Barreiras tecnológicas: a alternativa menos avançada tecnologicamente para a atividade de
projeto que envolva riscos menores devido as incertezas de performance ou baixa participação de
mercado da nova tecnologia adotada para a atividade de projeto e que influenciaria para uma
maior emissão;
c) Barreiras devido à prática comum: prática comum ou políticas e regulamentações existentes
que influenciariam a implementação da tecnologia com uma maior emissão;
d) Outras barreiras: a ausência da atividade de projeto, por outra razão específica identificada pelo
participante do projeto, tais como barreiras institucionais ou informações limitadas, recursos
gerenciais, capacidade organizacional, recursos financeiros, ou capacidade para implementar
novas tecnologias, levariam a uma maior emissão.
Antes de analisar as barreiras enfrentadas pelo Projeto de Energia Renovável da Cotesa Engenharia, é
necessário descrever os cenários alternativos que provavelmente ocorreriam na ausência das atividades de
projeto.
Os cenários alternativos são:
•
Alternativa 1: continuação da situação atual, onde a eletricidade continuaria a ser gerada pelo
mix de geração do Sistema Interligado Nacional, onde teríamos o atual pool de geração no qual as
usinas movidas a combustíveis fósseis representam 17,98%.
•
Alternativa 2: implementação da atividade de projeto sem considerar o MDL, onde teríamos a
implementação de uma usina de fonte renovável de 10,04 MW sem considerar as receitas do
MDL.
15
Os Relatórios Ambientais Simplificados das PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião foram elaborados pela
empresa ECODINÂMICA GEOLOGIA E PROJETOS AMBIENTAIS.
15
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (CDM-SSC-PDD) - Version 03
MDL – Conselho Executivo
Cenário Brasileiro: Segundo dados da ANEEL16, a matriz de energia no Brasil é dividida em sua maior
parte entre usinas hidrelétricas de energia (acima de 30 MW de potência instalada) representando 67,48%
de toda a energia gerada no Brasil e Usinas Termoelétricas de Energia representando 23,29% de toda a
energia gerada no Brasil, conforme pode-se observar na tabela 9 abaixo:
Classe de Combustíveis Utilizados no Brasil – Operação
Combustível
Quantidade
Potência(kW)
%
Biomassa
415
8.356.881
27,39
Fóssil
1022
20.665.865
67,74
Outros
30
1.484.183
4,87
Total
1467
30.506.929
100
Tabela 9 – Classe dos combustíveis utilizados nas usinas termelétricas
A alternativa do ponto de vista do proponente do projeto seria a alternativa 1, no qual continuaríamos
com a situação atual, onde teríamos o desenvolvimento de projetos de usinas hidrelétricas de grande
porte, que causam grandes impactos ambientais por conta da necessidade do represamento de um volume
grande de água e o desenvolvimento de usinas termelétricas movidas a combustíveis fósseis emitindo
grandes quantidades de CO2 para a atmosfera.
Para análise das barreiras de investimento, usaremos a análise de benchmark.
O indicador financeiro selecionado para as PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião foi a TIR – Taxa
Interna de Retorno que caracteriza a taxa de remuneração do capital investido.
Os benchmarks que serão utilizados são: Sistema Especial de Liquidação e Custódia (SELIC) e o
rendimento de Títulos do Governo Brasileiro17 de 21 anos, BRL 2028, somado a uma estimativa
conservadora de um prêmio de risco para o projeto.
Embora a taxa Selic seja um dos mais importantes índices referenciais para o investidor, é um benchmark
de curto prazo. De outro lado, os Títulos do Governo Brasileiro, BRL 2028, é um benchmark de longo
prazo, e se encaixa melhor nestas atividades de projetos, que são projetos de longo prazo. Embora, a taxa
Selic não seja apropriada para estas atividades de projeto, ela será considerada na análise de benchmark
por causa da sua importância.
A Selic consiste em uma associação entre o Banco Central e a Associação Nacional das Instituições do
Mercado Aberto (ANDIMA), criada em 14/11/1979. Tem por finalidade a custódia de títulos públicos e a
liquidação financeira da negociação entre compradores e vendedores. Com esse sistema, foi possível
estabelecer procedimentos de segurança nas transações de tais títulos, por meio dos quais o sistema se
responsabiliza pela existência de lastro e dos recursos necessários para a liquidação financeira,
efetivando-se as operações somente contra o seu pagamento. Como esses títulos são liquidados em
reserva bancária, possuem grande liquidez, como é o caso das LTNs, e de mínimo risco, visto que são
emitidos pelo governo e aceitos no mercado como se fosse dinheiro.
A Selic é um sistema eletrônico que permite a atualização diária das posições das instituições financeiras,
assegurando maior controle sobre as reservas bancárias. Sendo que a Selic identifica também a taxa de
juros que reflete a média de remuneração dos títulos federais negociados com os bancos. A Selic é
16
ANEEL: Capacidade de Geração (09/08/2011).
17
http://www.tesouro.fazenda.gov.br/english/public_debt/downloads/informes/Emissao_Global_BRL2028_eng.pdf
16
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (CDM-SSC-PDD) - Version 03
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considerada a taxa básica porque é usada em operações entre bancos e, por isso, tem influência sobre os
juros de toda a economia.
Dessa forma, as taxas desses títulos são os grandes balizadores do mercado em termos de formação de
taxas de juros. Atualmente, o Banco Central fixa regularmente a taxa Selic (Meta Selic), nas reuniões do
Comitê de Política Monetária (COPOM). Além disso, diariamente, a Selic divulga a taxa média das
operações compromissadas com lastro em títulos públicos cujo prazo é de 1 (um) dia útil.
Com a redução da taxa básica de juros (SELIC), o Banco Central também diminui a atratividade das
aplicações em títulos da dívida pública. Assim, começa a sobrar um pouco mais de dinheiro no mercado
financeiro para viabilizar investimentos que tenham retorno maior que o pago pelo governo.
O Título do Governo Brasileiro – BRL 2028 – foi lançado em 2007 pelo Tesouro Nacional Brasileiro. Os
títulos de 21 anos negociados em moeda local foram vendidos pelos preços ofertados dos seus valores de
face, com rendimento anual, de acordo com a tabela 10 abaixo:
Títulos Global BRL 202813 Data de emissão Preço de venda (%) Remuneração (% por ano) 07/02/2007 96,451 10,68 14
20/03/2007 99,75 10,279 15
10/05/2007 112,25 8,938 19/06/2007 115,5 8,626 Global BRL 2028 (Reabertura) Global BRL 2028 (Reabertura) 16
Global BRL 2028 (Reabertura) Tabela 10 – Títulos Global BRL 2028
Esses títulos, com vencimentos de longo prazo, tiveram um resultado altamente positivo em suas
emissões diretamente influenciadas pelo ambiente atual dos investidores estrangeiros, que pode ser
caracterizado pelo baixo nível do risco pais e pela avaliação do Brasil das principais agencias.
O Titulo do Governo apresenta um risco mais baixo do que a atividade de projeto, adicionado o prêmio de
risco na remuneração do título. De acordo com o BNDEs18, o spread direto requerido pelo BNDES para
investimentos relacionados a energia renovável é de 0,9% por ano. Além do que, o Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social estima que a taxa de risco de crédito para empreendedores
relacionados a programas ambientais pode chegar a 3,57% por ano. Esta taxa é estabelecida de acordo
com o perfil de risco de cada empresa que receberá investimento.
Por este motivo, os proponentes de projeto adotaram o spread direto requerido pelo BNDES com a
prêmio de risco para estas atividades de projeto, a fim de serem conservadores.
A fim de ser conservador, foi utilizado o Global BRL 2028 que foi lançado em 19/06/2007 porque este
título tem a menor remuneração (%) anual.
Portanto, o Titulo Global brasileiro mais o prêmio de risco é de 9,526% por ano, para as atividades de
projeto.
18
http://www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Institucional/Apoio_Financeiro/Produtos/FINEM/energias_
alternativas.html
17
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Devido à alta volatilidade que a taxa SELIC vêm demonstrando desde a sua criação, foi utilizado para
efeitos de comparação à media dos últimos 8 (oito) anos da Taxa Selic para os períodos de 31/05/2006 a
05/06/2008, conforme o gráfico 01, expresso abaixo:
01.03.08 01.01.08 01.11.07 01.09.07 01.07.07 01.05.07 01.03.07 01.01.07 01.11.06 01.09.06 01.07.06 01.05.06 16,00 14,00 12,00 10,00 8,00 6,00 4,00 2,00 0,00 Grãfico 1 – TAXA SELIC – período 05/2006 – 06/200819
Média Taxa Selic 12,54% 05/2006 -­‐ 06/2008 Os fluxos de caixa20 das PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião demonstram que a TIR de cada
projeto são 7,90%, 7,66% e 7,96% respectivamente, considerando um período de 30 anos que é o tempo
de concessão dos empreendimentos, sendo menor que a média da taxa Selic , de 12,54%, para os últimos
dois anos.]. Se compararmos as TIRs dos projetos com a Taxa Selic do dia 15 de Junho de 2008 (data de
início da construção dos empreendimentos), que é de 12,25%21, temos que a melhor alternativa de
investimentos para o investidor é investir seus recursos no mercado financeiro ao invés de investir nas
atividades de projeto.
Conforme demonstrado acima, foi considerado 9,526% para o segundo benchmark (Título do Governo
Brasileiro mais o prêmio de risco). Se compararmos as TIRs dos projetos com este benchmark, temos que
a melhor alternativa de investimentos para o investidor é investir seus recursos no mercado financeiro ao
invés de investir nas atividades de projeto.
Além do que, pelo fato de um projeto de pequena central hidrelétrica apresentar maiores riscos, tais
como: volatilidade do preço da energia elétrica, dificuldade de comercialização da energia elétrica no
mercado devido ao pequeno volume de eletricidade gerado, garantias excessivas na alavancagem de
financiamentos, entre outras, ao investidor do que o mercado financeiro e uma menor atratividade se
comparado com as taxas referenciais de mercado. As receitas advindas da comercialização das reduções
certificadas de emissões, comercializadas em moeda forte (euros), têm impactos importantes nos fluxos
de caixa dos projetos reduzindo os riscos para o investidor e melhorando as TIRs dos projetos, conforme
expresso abaixo:
19
fonte: http://www.bcb.gov.br/?COPOMJUROS
20
Os fluxos de caixa das atividades de projeto serão disponibilizadas para a Entidade Operacional Designada no
momento de validação dos projetos.
21
Taxa definida na 135th reunião do COPOM que ocorreu em 05/06/2008.
18
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MDL – Conselho Executivo
PCH Aguti
TIR
TIR
(sem MDL)
(com MDL)
7,90%
8,52%
PCH São Valentin
TIR
TIR
(sem MDL)
(com MDL)
7,66%
8,28%
Tabela 11 – Simulação das TIRs22.
PCH São Sebastião
TIR
TIR
(sem MDL)
(com MDL)
7,96%
8,58%
Deste modo, avaliando os impactos do MDL nos projetos, temos um aumento das Taxas Internas de
Retorno de 7,85% (PCH Aguti), 8,09% (PCH São Valentin) e 7,79% (PCH São Sebastião).
De acordo com o Anexo A do Apêndice B dos Procedimentos e Modalidades Simplificadas para projetos
de MDL de pequena escala, item (a) – “Barreira de investimento”, se a atividade de projeto de MDL tem
um indicador (TIR) menos favorável do que os índices de referências (SELIC e Titulo do Governo
Brasileiro), então a atividade de projeto de MDL não poderá ser considerada
financeiramente/economicamente atrativa.
Portanto, podemos concluir diante do exposto acima, que as atividades de projetos propostas não são
financeiramente/economicamente atrativas para o investidor sem a consideração do MDL.
Análise de Sensibilidade
Com objetivo de verificar a robustez do modelo financeiro, foram feitas análises dos parâmetros
elencados abaixo e em intervalo de -10% a 10% em comparação com o cenário de linha de base. Esses
parâmetros foram selecionados, pois sua variação pode contribuir para o aumento da atratividade
econômico/financeiro das atividades de projeto propostas.
•
Preço da energia: o cenário de linha de base para o preço da energia é de R$ 135,00/MWh,
conforme explicação abaixo.
Analisando os resultados dos últimos leilões organizados pela ANEEL23, podemos considerar que o
cenário mais conservador para o preço da energia é de R$ 135,00/MWh. Segue abaixo, os resultados dos
últimos leilões que tiveram negociações de energia hídrica:
•
5 o Leilão de Energia Nova (Data: 16/10/2007): Analisando a tabela abaixo, o preço maior
é de R$ 131,49/MWh.
22
TIR: Taxa Interna de Retorno | fonte: fluxos de caixa das PCH Aguti, São Valentim e São Sebastião.
23
http://www.aneel.gov.br/
19
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•
1 o Leilão de fontes alternativas (Data: 18/06/2007): Analisando a tabela abaixo, o preço
maior é de R$ 135,00/MWh.
•
Custo de Operação e Manutenção(O&M)24: De acordo com as Diretrizes para projetos de PCH
da Eletrobrás, a estimativa anual para os custos de O&M é de 5% do valor total do projeto. De
maneira conservadora, foi adotado o valor de 2% do custo total dos projetos, como pode ser visto
nos fluxos de caixa das Pequenas Centrais Hidrelétricas Aguti, São Valentin e São Sebastião.
•
Custos Totais dos Projetos: o cenário de linha de base para os custos totais dos projetos são de
R$ 23.596.031,48 para a PCH Aguti, R$ 14.719.517,49 para a PCH São Valentin e R$
22.238.388,00 para a PCH São Sebastião. Os custos dos projetos foram baseados nos custos da
OPE e nos contratos com fornecedores25.
•
Energia Assegurada total: o cenário de linha de base para a energia assegurada, conforme
explicado na seção A.4.2, tabela 4 é de 51.771,60 MWh médios por ano. O aumento da energia
assegurada de cada projeto não é um cenário provável de acontecer pois a estimativa de geração
de eletricidade é baseada na energia assegurada, conforme estabelecida no contrato de concessão
pública que é calculado pelo Ministério de Minas e Energia e baseados nas informações do
histórico mensal da vazão do rio nos últimos 70 anos. Portanto, aumentos nas gerações de
eletricidade pelas plantas não é esperado.
•
Benefícios do REIDI 26 : Os benefícios estimados do REIDI para as Pequenas Centrais
Hidrelétricas Aguti, São Valentin e São Sebastião antes do início da construção, era uma
economia de aproximadamente 3,65% do total dos custos de investimento. Os benefícios do
REIDI não serão considerados na análise de sensibilidade porque foi aplicado o valor máximo
que o benefício poderia alcançar para cada planta, no intuito de simular o cenário mais
conservador.
As análises de sensibilidade dos parâmetros, definidos acima, sem a consideração das receitas que serão
originadas pela comercialização das reduções certificadas de emissões estão expressas nas tabelas abaixo:
24
Eletrobrás: Diretrizes para projetos de PCH – capítulo 4 – “Avaliação expedita da viabilidade da usina no local
selecionado).
25
Os custos da OPE e os contratos com fornecedores serão disponibilizados para a EOD no processo de validação.
26
Os fluxos de caixa das PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião serão disponibilizados para a EOD no processo
de validação.
20
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Cenário projetado (Preço da Energia) TIR dos Projetos PCH São Valentin PCH São Sebastião 7,91% 6,58% 7,79% 7,28% -­‐10% -­‐5% PCH Aguti 6,53% 7,22% 0% 7,90% 7,66% 7,96% 5% 10% 8,56% 9,21% 7,54% 7,41% 8,62% 9,27% Tabela 12 – Simulação do Preço da Energia das PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião
Cenário Projetado (Custos de O&M) TIR dos Projetos PCH São Valentin PCH São Sebastião 7,91% 6,53% 7,79% 8,08% -­‐10% -­‐5% PCH Aguti 8,15% 8,02% 0% 7,90% 7,66% 7,96% 5% 10% 7,78% 7,65% 7,54% 7,41% 7,83% 7,71% Tabela 13 – Simulação dos custos de O&M das PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião
Cenário Projetado (Custo total do projeto) -­‐10% -­‐5% TIR dos Projetos PCH Aguti PCH São Valentin PCH São Sebastião 9,32% 8,58% 9,07% 8,33% 9,38% 8,64% 0% 7,90% 7,66% 7,96% 5% 10% 7,27% 6,69% 7,04% 6,47% 7,33% 6,74% Tabela 14 – Simulação do custo total do projeto das PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião.
Cenário Projetado (Energia Assegurada) -­‐10% -­‐5% TIR dos Projetos PCH Aguti PCH São Valentin PCH São Sebastião 6,53% 7,22% 6,29% 6,98% 6,58% 7,28% 0% 7,90% 7,66% 7,96% 5% 10% 8,56% 9,21% 8,33% 8,98% 8,62% 9,27% Tabela 15 – Simulação da Energia Assegura das PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião.
Conclusão: De acordo com as análises de sensibilidade, demonstradas acima, podemos concluir que as
atividades de projeto propostas são improváveis de serem as mais economicamente/financeiramente
21
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atrativas, pois o índice de referência (Global BRL 2028) é maior que a Taxa Interna de Retorno das PCHs
Aguti, São Valentin e São Sebastião para todos os parâmetros e cenários projetados, expressos na tabela
acima.
Para fortalecer as análises, podemos concluir que as atividades de projeto propostas são improváveis de
serem as mais economicamente/financeiramente atrativas, pois a Taxa Selic é maior que a Taxa Interna
de Retorno das PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião para todos os parâmetros e cenários projetados,
expressos nas tabelas acima.
Em função de riscos setoriais e barreiras mercadológicas que as atividades de projeto propostas
apresentam, podemos concluir que a melhor alternativa do ponto de vista econômico/financeiro para o
investidor não é o investimento nas PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião. No entanto, com as
receitas da venda das reduções certificadas de emissões, tem-se uma melhora significativa na TIR dos
projetos, reduzindo os riscos setoriais e barreiras mercadológicas, gerando um atrativo a mais para o
projeto, possibilitando ao investidor optar pelo desenvolvimento das ativiadades de projeto propostas.
Barreiras devido à prática comum
O Brasil possui no total 2.463 empreendimentos em operação, gerando 115.066.412,00 kW de potência.
Está prevista para os próximos anos uma adição de 51.635.936 kW na capacidade de geração do País,
proveniente dos 121 empreendimentos em construção e mais 543 outorgadas. Segue abaixo na tabela 16,
os empreendimentos em operação:
Tipo
Quantidade
CGH
EOL
PCH
SOL
UHE
UTE
UTN
Total
349
56
402
6
177
1.471
2
2.463
Empreendimentos em Operação
Potência Outorgada
Potência Fiscalizada
(kW)
(kW)
202.807
199.986
1.093.138
1.081.542
3.667.216
3,617,250
5.087
1.087
78.930.727
77.644.929
32.270.019
30.514.618
2.007.000
2.007.000
118,175,994
115.066.412
27
Tabela 16 – Empreendimentos em operação
Legenda
CGH
Central Geradora Hidrelétrica
CGU
Central Geradora Undi-Elétrica
EOL
Central Geradora Eolielétrica
PCH
Pequena Central Hidrelétrica
SOL
Central Geradora Solar Fotovoltaica
UHE
Usina Hidrelétrica de Energia
UTE
Usina Termelétrica de Energia
UTN
27
Usina Termonuclear
Tabela 17 – Legenda
ANEEL: Empreendimentos em operação (09/08/2011).
22
%
0,17
0,94
3,14
0
67,48
26,52
1,74
100
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Como podemos observar na tabela 16, projetos de pequenas centrais hidrelétricas representam 3,14% da
potência total disponível na matriz energética do Brasil, representando um total de 402 empreendimentos
em operação, gerando 3.667.216 kW. Sendo que a prática predominante no Brasil é o desenvolvimento de
Usinas Hidrelétricas de Energia, representando 67,48% e Usinas Termelétricas de Energia, representando
26,52%. Portanto podemos concluir que projetos de Pequenas Centrais Hidrelétricas não são práticas
usuais no Brasil.
As atividades de projeto estão localizadas no estado de Santa Catarina onde temos atualmente um total de
186 empreendimentos em operação, gerando 6.862.603 kW de potência. Está prevista para os próximos
anos uma adição de 1.881.728 kW na capacidade de geração do Estado, proveniente dos 22
empreendimentos atualmente em construção e mais 54 com sua outorga assinada. Segue abaixo na tabela
18, os empreendimentos em operação no Estado de Santa Catarina.
Tipo
CGH
EOL
PCH
UHE
UTE
Total
Empreendimentos em Operação
Quantidade
Potência (kW)
79
48.758
5
47.400
47
342.861
9
5.366.692
46
1.056.892
186
6.862.603
%
0,71
0,69
5
78,20
15,40
100
Tabela 18 – Empreendimentos em operação no estado de Santa Catarina28
Na tabela 18, pode se observar que projetos de pequenas centrais hidrelétricas no estado de Santa
Catarina representam 5% de potência (kW) gerada, sendo que a prática comum no estado é a construção
de Usinas Hidrelétricas de Energia, representando 78,20% da potência gerada, e Usinas Termelétricas de
Energia, representando 15,40% da potência gerada. Embora tenham uma representatividade de 23,65% de
geração de energia através de usinas termelétricas, 1.056.892,00 kW são gerados através de biomassa
representando 1,20% da potência total gerada pelos projetos em operação em Santa Catarina e 5,12% das
usinas termelétricas em operação. Portanto, podemos observar que a predominância no estado, quando a
opção for instalação de usinas termelétricas, é a opção pelas usinas termelétricas movidas a combustíveis
fósseis.
Conclusão: Analisando a participação dos empreendimentos na matriz energética nacional, avaliando o
cenário nacional (Brasil), representam 3,14% da potência total gerada, e estadual (Santa Catarina),
representam 5,00% da potência total gerada. Conclui-se, portanto, que a participação dos projetos de
pequenas centrais hidrelétricas não tem uma representatividade, tanto no âmbito nacional, quanto no
âmbito estadual, atuando de uma forma complementar, sendo a predominância de projetos de Usinas
Hidrelétricas de grande porte e Usinas termelétricas movidas a combustíveis fósseis.
De acordo com a tabela 19 abaixo, existem atualmente 14 (quatorze) pequenas centrais hidrelétricas em
construção no Estado de Santa Catarina.
28
ANEEL: Empreendimentos em Operação (SC) (09/08/2011).
23
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Empreendimentos em construção
(Santa Catarina)
Potência
Tipo Quantidade
%
(kW)
EOL
8
189.000
66.,4
PCH
14
96.742
33,86
22
285.742
100,00
Total
Tabela 19 – Plantas em construção29
Gráfico 02 – Plantas em construção30
Pode-se concluir através da análise da tabela 19 e do gráfico 02 que a atividade predominante em termos
de potência a ser gerada no Estado de Santa Catarina é a implementação de projetos de Energia Eólica
que representa um total de 66,14% do total da potência a ser gerada.
Devido às dificuldades na obtenção de financiamento por conta das garantias excessivas exigidas pelas
instituições financeiras para esse tipo de projeto e das dificuldades em se negociar o contrato de venda da
energia por conta do volume de energia a ser gerada, esses projetos precisam de um incentivo forte para a
sua viabilização.
Um incentivo forte para viabilizar projetos de PCH é o PROINFA31 – PROGRAMA DE INCENTIVO
AS FONTES ALTERNATIVAS DE ENERGIA, criado pelo governo brasileiro cujo objetivo é garantir
as tarifas de compra acima dos valores de mercado, para a energia gerada por estas centrais. Os
desenvolvedores tem se habilitado a participar deste programa com objetivo de reduzir as dificuldades
encontradas. A maior parte dos projetos de PCH que não fazem parte do PROINFA considerou o MDL
como fator decisivo para viabilizar seus projetos ou outros programas de incentivo, como o REIDI32. O
próprio governo brasileiro considerou o MDL como forma de viabilizar o PROINFA. O momento em que
os proponentes de projeto decidiram pela implementação das atividades de projeto33, O PROINFA não
estava disponível uma vez que a primeira fase do programa ainda estava em fase de implementação.
Atualmente no Estado de Santa Catarina, segundo a tabela 19, existem 14 (catorze) projetos de Pequenas
Centrais Hidrelétricas em fase de construção, sendo que 12 (doze) projetos de Pequenas Centrais
Hidrelétricas em construção recebem incentivos para o seu desenvolvimento conforme tabela 20 abaixo:
PCH Capivari 29
Potência Proinfa MDL34 (kW) Habilitado 12.000 Sim REIDI Salto das Flores 6.700 Sim Santa Rosa 6.500 ANEEL: Empreendimentos em construção (SC) (09/08/2011).
30
Fonte: Tabela 13 – Plantas em construção
PROINFA – Lei No. 10.438, de 26 de abril de 2002.
32
Regime Especial de Incentivo do Ministério de Minas e Energia (MME).
31
33
Data de início: 15/05/2008.
34
http://cdm.unfccc.int/Projects/PriorCDM/notifications/index_html
24
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Passos Maia 25.000 Sim
Sim
Sim
Sim
Nova Fátima 4.100 Rio Fortuna 6.850 Sim
Sim
Sim
Barra do Rio Chapéu 15.150 Sim
Sim
Aguti 3.893 Sim
Sim
São Sebastião 3.699 Sim
Sim
Nova Trento 1.550 Sim
Sim
Belmonte 3.600 Sim
Prata 3.000 Sim
Baitaca 2.700 Sim Sim
Camboatá 2.000 Sim
Tabela 20 – PCHs em fase de construção em SC (fonte: ANEEL)
Embora projetos similares aos projetos das Pequenas Centrais Hidrelétricas Aguti, São Valentin e São
Sebastião estejam ocorrendo no Estado de Santa Catarina, o percentual de participação no cenário
estadual e nacional é muito pequeno. Portanto não podemos considerar as atividades de projeto como
prática comum. Além do que, 85,71% dos projetos estão sendo implementados mediante participação em
programas e protocolos que disponibilizam incentivos para esse tipo de empreendimento, o que viabiliza
o projeto. Portanto, pode-se concluir que sem esses incentivos, o desenvolvimento de projetos de
pequenas centrais hidrelétricas não são economicamente e financeiramente atrativos para o investidor.
B.6.
Reduções de Emissões:
B.6.1. Explicação da escolha metodológica:
De acordo com a metodologia de linha de base e monitoramento AMS I.D. – Geração de eletricidade
renovável conectada na rede e da ferramenta para o cálculo do fator de emissão para um sistema elétrico,
as emissões de linha de base incluem unicamente as emissões de CO2 provenientes da eletricidade gerada
por usinas movidas a combustíveis fósseis que são deslocadas em conseqüência das atividades de projeto
propostas.
De acordo com a Ferramenta metodológica “Ferramenta para cálculo do fator de emissão de um sistema
elétrico“, o cenário de linha de base é a energia gerada pelas PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião,
expressas em MWh/ano, multiplicadas pelo fator de emissão, expresso em tCO2e/MWh, calculado como
uma margem combinada (CM). A margem combinada é calculado pela combinação da margem de
operação (OM) e da margem de construção (BM).
O cálculo do fator de emissão da margem de operação ( EFgrid ,OM ,y ) é baseada no seguintes métodos:
a)
b)
c)
d)
OM simples;ou
OM ajustada; ou
Análise dos dados de despacho de OM;ou
€
OM média.
Uma delimitação do sistema elétrico brasileiro foi publicado pela Autoridade Nacional Designada (AND)
e será utilizado neste projeto para o cálculo da margem combinada, de acordo com as diretrizes da
25
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ferramenta metodológica utilizada. Assim, o método utilizado foi o item “(c) Análise dos dados de despacho de OM”. Para o cálculo do fator de emissão da margem de operação, as últimas informações da AND serão utilizadas e seus valores serão atualizados anualmente durante a fase de monitoramento do Projeto de Energia Renovável da Cotesa Engenharia. O cálculo do fator de emissão da margem de construção ( EFgrid ,BM ,y ) é baseado nos seguintes métodos:
(a) O grupo de cinco usinas similares que foram construídas mais recentemente, ou;
(b) O grupo de usinas similares que aumentaram a capacidade no sistema elétrico que compreendem
€ e que foram construídas mais recentemente.
20% da geração do sistema (em MWh médios)
A margem de construção (BM) que será utilizada para estas atividades de projeto serão os dados mais
recentes disponibilizados pela AND, e seus valores serão atualizados anualmente durante a fase de
monitoramento do Projeto de Energia Renovável da Cotesa Engenharia.
Portanto, a linha de base para estas atividades de projeto é uma margem combinada para um Sistema
Único definido pela Autoridade Nacional Designada, calculada de acordo com a ferramenta metodológica
descrita acima, considerando os dados de análise de despacho de OM, cujo valores estão disponíveis no
site do Ministério de Ciência e Tecnologia. O ano base dos dados é 2009.
Emissões de Linha de Base ( BE y )
(1)
BE y = EGBL,y * EFCO 2,grid ,y
Onde:
€
€
€
€
BE y
Emissões de linha de base no ano y (tCO2)
EGBL,y
Quantidade de eletricidade líquida despachada para a rede como resultado da
implementação da atividade de projeto no ano y (MWh médios)
EFCO 2,grid ,y
Fator de emissão de CO2 do sistema elétrico no ano y (tCO2/MWh)
Cálculo do EFCO 2,grid ,y
€
Por meio da Ferramenta do cálculo do fator de emissão para o sistema elétrico, temos que o fator de
emissão da Margem Combinada (CM) de CO2 é a combinação do fator de emissão da Margem de
Operação
(OM) de CO2 e do fator de emissão da Margem de Construção (BM) de CO2. Os passos
€
necessários são:
PASSO 1: Identificar o sistema elétrico relevante: A atividade de projeto proposta gerará energia
renovável para o Sistema Interligado Nacional, estado de Santa Catarina, região Sul do Brasil. Conforme
orientação da Ferramenta para o cálculo do fator de emissão para um sistema elétrico, será utilizada a
delimitação do sistema de eletricidade do projeto divulgada pela Autoridade Nacional Designada, de
acordo com a Comissão Interministerial de Mudanças Globais do Clima, em sua 43o reunião, no dia 29 de
abril de 2008. Após a análise dos resultados do Grupo de Trabalho, decidiu-se pela adoção de um
SISTEMA ÚNICO como padrão para projetos de MDL que utilizem a ferramenta de cálculo do fatores de
26
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emissão para estimar as reduções de emissões de Gases de Efeito Estufa. Assim o fator de emissão do
Sistema Interligado Nacional será utilizado pela AND, como um sistema único.
PASSO 2: Selecionar o método da margem de operação (OM): O cálculo do fator de emissão da
margem de operação EFgrid ,OM ,y é baseado em um dos seguintes métodos:
(a) OM simples; ou
(b) OM ajustada; ou
(c) Análise€dos dados de despacho de OM; ou
(d) OM média.
O método selecionado conforme descrito no passo 1 é o item “(c) Análise dos dados de despacho de OM”
que são divulgados pela Autoridade Nacional Designada. Para análise dos dados de despacho de OM,
deverá ser utilizado o ano no qual as atividades de projeto despacham eletricidade para o sistema elétrico
e o fator de emissão deverá ser atualizado anualmente durante a fase de monitoramento.
PASSO 3: Cálculo do fator de emissão da margem de operação (OM) de acordo com o método
selecionado: O método de análise dos dados de despacho para o cálculo do fator de emissão de OM (
EFgrid ,OM −DD,y ) é baseado nas usinas que estão atualmente na margem durante cada hora h onde o projeto
está despachando eletricidade. Essa abordagem não é aplicável para dados históricos e, assim, é
necessário o monitoramento anual do EFgrid ,OM −DD,y .
€
O fator de emissão de OM é calculado da seguinte forma:
∑ EG
EFgrid ,OM −DD,y =
€* EFEL,DD,h
PJ ,h
h
(3)
EGPJ ,y
Onde:
€
EFgrid ,OM −DD,y Fator de emissão de CO2 da margem de operação da análise dos dados de despacho no
ano y (tCO2/MWh médios)
€
€
EGPJ ,h
Eletricidade despachada pelas atividades de projeto na hora h do ano y (MWh médios)
EFEL,DD,h
Fator de emissão de CO2 para as usinas que estão no topo da ordem de despacho na hora
h do ano y (tCO2/MWh médios)
EGPJ ,y
Total de eletricidade despachada pelas atividades de projeto no ano y (MWh médios)
h
Horas no ano y em que a atividade de projeto está despachando eletricidade
y
Ano em que a atividade de projeto está despachando eletricidade para a rede.
€
€
27
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Conforme orientação da DNA, os valores do fator de emissão de CO2 para as usinas que estão no topo da
ordem de despacho na hora h no ano y são fornecidos através de publicação no site da Comissão
Interministerial de Mudanças Globais do Clima e serão utilizados neste projeto.
Serão utilizados os dados mais recentes disponíveis na data de desenvolvimento do Documento de
Concepção de Projeto (DCP). Esses valores serão atualizados anualmente durante a fase de
monitoramento.
Os cálculos estão demonstrados na seção B.6.3 desse documento.
PASSO 4: Identificar o conjunto de usinas que serão incluídas na margem de construção (BM): O
grupo de amostras de usinas m usadas para calcular a margem de construção consiste em um dos itens
abaixo:
(a) O grupo de cinco usinas similares que foram construídas mais recentemente; ou
(b) O grupo de usinas similares que aumentaram a capacidade no sistema elétrico que compreendem
20% da geração do sistema (em MWh médios) e que foram construídas mais recentemente.
Participantes dos projetos deverão usar o grupo de unidades similares de geração que compreendem a
maior geração anual. De maneira geral, usinas são consideradas como tendo sido construídas no momento
em que começaram a fornecer eletricidade para a rede.
Esse passo foi desenvolvido pela AND em conjunto com o Operador Nacional do Sistema (ONS).
PASSO 5: Cálculo do fator de emissão da margem de construção (BM): O fator de emissão da
margem de construção é o fator de emissão (tCO2/MWh médios) médio ponderado de todas as unidades
de geração m durante o ano mais recente y para o qual os dados de geração das usinas estão disponíveis,
calculados como se segue:
∑ EG * EF
=
∑ EG
m,y
EFgrid ,BM ,y
EL,m,y
m
(4)
m,y
m
Onde:
€
€
€
€
EFgrid ,BM ,y
Fator de emissão de CO2 da margem de construção no ano y (tCO2/MWh médios)
EGm,y
Quantidade de eletricidade liquida gerada e despachada para a rede pelas usinas de
geração m no ano y (MWh médios)
EFEL,m,y
Fator de emissão de CO2 das unidades de geração m no ano y (tCO2/MWh médios)
m
Unidades de geração incluídas na margem de construção
y
O ano histórico mais recente no qual os dados de geração das usinas estão disponíveis
28
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Conforme orientação da AND, o fator de emissão de CO2 para cada unidade de geração m ( EFgrid ,BM ,y )
deverá ser determinada através dos dados publicados no site da Comissão Interministerial de Mudanças
Globais do Clima e será utilizado neste projeto. Serão utilizados os dados mais recentes disponíveis na
data de desenvolvimento do Documento de Concepção de Projeto. Esses valores serão atualizados
anualmente durante a fase de monitoramento.
€
Os cálculos estão demonstrados na seção B.6.3 deste documento.
PASSO 6: Cálculo do fator de emissão da margem combinada (CM): O fator de emissão da margem
combinada é calculado como se segue:
(5)
EFgrid ,CM ,y = EFgrid ,OM ,y * wOM + EFgrid ,BM ,y * w BM
Onde:
EFgrid ,BM ,y
Fator de emissão de CO2 da margem de construção no ano y (tCO2/MWh médios)
EFgrid ,OM ,y
Fator de emissão de CO2 da margem de operação no ano y (tCO2/MWh médios)
€
wOM
Peso do fator de emissão da margem de operação (%)
€
w BM
Peso do fator de emissão da margem de construção (%)
€
Os valores padrão que deverão ser utilizados por wOM e w BM são:
€
€
•
Para a atividade de projeto que envolve pequenas centrais hidrelétricas são wOM = 0,5 e wBM =
0,5.
€
€
Os cálculos estão demonstrados na seção B.6.3 deste documento.
Emissão de projeto
Para a maior parte das atividades de projeto das usinas renováveis de geração PE = 0 . No entanto,
algumas atividades de projeto devem envolver emissões de projeto que sejam significantes. Essas emissões
deverão ser contabilizadas para as emissões de projeto utilizando a seguinte equação:
€
PE y = PE FF,y + PE GP,y + PE HP,y
(6)
Onde:
€
€
PE y
Emissões de projeto no ano y (tCO2e/yr)
PE FF ,y
Emissões de projeto derivado do consumo de combustíveis fósseis no ano y
(tCO2e/yr)
€
29
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Emissões de projeto derivado das operações de plantas de geração geotérmicas
PEGP,y
através da liberação de gases não condensáveis no ano y (tCO2e/yr)
Emissões de projeto derivadas da área de reservatório de plantas de geração
PE HP,y
€
hidroelétricas no ano y (tCO2e/yr)
€
Como as atividades de projeto propostas são a implementação de três novas Pequenas Centrais
Hidrelétricas as variáveis PE FF ,y e PE GP,y não serão consideradas e seus valores são zero.
O procedimento para o cálculo das emissões de projetos derivadas da área de reservatório de um projeto de
hidrelétrica é:
€
€
Para atividades de projeto de usinas hidroelétricas que resultam em um novo reservatório e plantas
de geração que resultam no aumento de um reservatório existente, os proponentes do projeto
deverão contabilizar as emissões de CH4 e CO2 derivadas da área de reservatório, estimadas
conforme se segue:
•
(a) Se a densidade energética da atividade de projeto (PD) for maior que 4 W/m2 e menor ou igual a
10 W/m2:
PE HP,y =
EFRe s * TEGy
1000
(7)
Onde:
€
€
€
PE HP,y
Emissões de projeto da área de reservatório (tCO2e/yr)
Fator de emissão padrão para emissões oriundas de reservatórios de usinas hidroelétricas
EFRe s
no ano y (kgCO2e/MWh médios)
Eletricidade total produzida pela atividade de projeto, incluindo a eletricidade fornecida
para a rede e a eletricidade fornecida para consumo interno, no ano y (MWh médios)
TEGy
(b) Se a densidade energética (PD) da atividade de projeto for maior que 10 W/m2:
€
(8)
PE HP,y = 0
A densidade energética (PD) da atividade de projeto é calculada da seguinte forma:
€
PD =
CapPJ − CAPBL
APJ − ABL
(9)
Onde:
€
PD
Densidade energética da atividade de projeto (W/m2)
30
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CAPPJ
Capacidade instalada da planta de geração hidroelétrica depois da implementação da
atividade de projeto (W)
Capacidade instalada da planta de geração hidroelétrica antes da implementação da
atividade de projeto(W), esse valor é zero
CAPBL
€
Área de reservatório medida na superfície da água, depois da implementação da atividade
de projeto, quando o reservatório está cheio (m2)
Área de reservatório medida na superfície da água, antes da implementação da atividade
ABL
de projeto, quando o reservatório está cheio (m2). Para novos reservatórios, esse valor é zero
Portanto, utilizando a equação (9) e os dados expressos na tabela 4 da seção A.4.2, temos que:
€
PCH Aguti:
PDAguti =
CapPJ − CapBL 3,893MW − 0MW
W
=
2
2 = 78,49
APJ − ABL
0,0496km − 0km
m2
PCH São Valentin:
€
PDSãoValentim =
CapPJ − CapBL 2,448MW − 0MW
W
=
= 20,4 2
2
2
APJ − ABL
0,12km − 0km
m
PCH São Sebastião:
€
€
PDSãoSebastião =
CapPJ − CapBL 3,699MW − 0MW
W
=
2
2 = 53,45
APJ − ABL
0,0692km − 0km
m2
Conforme o item (b) acima descrito, atividades de projeto que tenham densidade energética maior que 10
W/m2 podem desconsiderar as emissões de projeto. Portanto, as emissões de projeto são zero para as
PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião.
Vazamento
Nenhuma emissão proveniente de vazamento é considerada. A principal emissão potencialmente em
vazamentos no contexto dos projetos do setor elétrico são emissões que derivam de atividades como
construção da planta de geração e emissões provenientes do uso de combustíveis fósseis (ex: extração,
processamento, transporte). Essas fontes de emissões são negligenciadas.
Reduções de emissão
As reduções de emissão são calculadas conforme se segue:
(10)
ERy = BE y − PE y − LE y
Onde:
€
31
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ERy
Reduções de emissões no ano y (tCO2e/yr)
BE y
Emissões de linha de base no ano y (tCO2e/yr)
€
PE y
Emissões de projeto no ano y (tCO2e/yr)
€
LE y
Emissões de vazamento no ano y (tCO2e/yr)
€
Conforme descrito acima, as emissões de projeto são zero. Portanto, o cálculo das reduções de emissão
para essa atividade de projeto é:
€
(11)
ERy = BE y
B.6.2. Dados e parâmetros que estão disponíveis na validação:
€
Dado / Parâmetro:
Unidade do dado:
Descrição:
Fonte do dado usado:
Valor aplicado:
Comentário:
GWPCH4
tCO2e/tCH4
Potencial de aquecimento global do metano valido para o período de
compromisso relevante.
IPCC
Para o primeiro Período de compromisso: 21 tCO2e/tCH4
-
Dado / Parâmetro:
Unidade do dado:
Descrição:
Fonte do dado usado:
Valor aplicado:
Comentário:
EFRes
kgCO2e/MWh
Fator de emissão padrão para emissões dos reservatórios.
Decisão do EB 23
90 kgCO2e/MWh
-
Dado / Parâmetro:
Unidade do dado:
Descrição:
CAPBL
W
Capacidade instalada da usina hidroelétrica antes da implementação das
atividades de projeto. Para novas plantas de geração de energia, este valor é
zero.
Proponente de projeto
Determinar a capacidade instalada baseado em padrões reconhecidos.
Fonte do dado usado:
Procedimento de
medição (se houver):
Valor aplicado:
Comentário:
Dado / Parâmetro:
€
Unidade do dado:
Descrição:
CAPBL,AGUTI = 0 | CAPBL,SãoValentim = 0 | CAPBL,SãoSebastião = 0
ABL
€
€
m2
Área de reservatório medida na superfície da água, antes da implementação das
atividades de projeto, quando o reservatório está cheio (m2). Para projetos novos
de hidroelétricas, este valor é zero.
32
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Fonte do dado usado:
Procedimentos de
medição (se houver):
Valor aplicado:
Proponente do projeto
Medição através de levantamentos topográficos, mapas e fotos de satélite, etc.
Comentário:
-
ABL,AGUTI = 0m 2 | ABL,SãoValentim = 0m 2 | ABL,SãoSebastião = 0m 2
B.6.3 Cálculo ex-antes das reduções de emissão:
€ nação B.6.1, o €
€ emissão são feitos de acordo com a expressão
Conforme exposto
cálculo das reduções de
abaixo:
(12)
ERy = BE y − PE y
Como as atividades de projeto propostas consistem na implementação de três novas Pequenas Centrais
Hidrelétricas com as seguintes características abaixo:
€
•
PCH Aguti: uma nova Pequena Central Hidrelétrica de 3,893 MW, onde teremos uma área de
reservatório de 0,0496 km2, temos que a densidade energética do projeto é de 78,48 W/m2.
Portanto, segundo a ferramenta metodológica utilizada, as fugas e vazamentos para esse tipo de
atividade são desprezíveis, portanto temos que
•
;
PCH São Valentin: uma nova Pequena Central Hidrelétrica de 2,448 MW, onde teremos uma área
de reservatório de 0,12 km2, temos que a densidade energética do projeto é de 20,40 W/m2.
Portanto, segundo a ferramenta metodológica
utilizada, as fugas e vazamentos para esse tipo de
€
atividade são desprezíveis, portanto temos que
•
PE y,Aguti = O
PE y,SãoValentim = O
;
PCH São Sebastião: uma nova Pequena Central Hidrelétrica de 3,699 MW, onde teremos uma
área de reservatório de 0,0692 km2, temos que a densidade energética do projeto é de 53,45 W/m2.
Portanto, segundo a ferramenta metodológica
utilizada, as fugas e vazamentos para esse tipo de
€
atividade são desprezíveis, portanto temos que
PE y,SãoValentim = O
.
O cálculo de linha de base dos projetos, in tCO2e/ano, conforme descrito na secao B.6.1 é feito de acordo
com a expressão abaixo:
€
(13)
EGPJ ,y
Onde EGPJ,y é calculado de acordo com as expressões abaixo
(14)
€
EGPJ ,y = EGBL,y,Aguti + EGBL,y,SãoValentim + EGBL,y,SãoSebastião = EG facility,y
€
Conforme explicado no ANEXO 3, a potência total a ser gerada é de 10,04 MW, sendo estimada a
energia assegurada em 5,91 MWh médios, com a implementação de três pequenas centrais hidrelétricas e
a estimativa de operação comercial durante o ano é de 8.760 horas. Portanto, segue abaixo o cálculo:
EGBL,y,Aguti = 2,30MW _ médios * 8.760h = 20.148
€
33
MWh _ médios
ano
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EGBL,y,SãoValentim = 1,43MWh _ médios * 8.760h = 12.526,8
MWh _ médios
ano
EGBL,y,SãoSebastião = 2,18MWh _ médios * 8.760h = 19.096,8
MWh _ médios
ano
€
Então:
€
€
EGPJ ,y = EGBL,y,Aguti + EGBL,y,SãoValentim + EGBL,y,SãoSebastião = 20.148 +12.526,8 +19.096,8 = 51.771,6
A ferramenta metodológica para cálculo do fator de emissão para um sistema elétrico foi utilizado para
cálculo do fator de emssião da margem combinada de (tCO2e/MWh), conforme visto na fórmula:
(15)
EFgrid ,CM ,y = EFgrid ,OM ,y * wOM + EFgrid ,BM ,y * w BM
Conforme explicado no ANEXO 3, temos que:
€
EFgrid ,OM ,y = 0,2476tCO2e / MWh
EFgrid ,BM ,y = 0,0794tCO2e / MWh
€
wOM = w BM = 0,5
€
Portanto:
€
EFgrid ,CM ,y = 0,2476 * 0,5 + 0,0794 * 0,5 = 0,1635tCO2e / MWh.
Conforme explicado acima, as reduções de emissões das atividades de projeto são:
€
MWh _ médios
= EG facility,y
ano
ERy = BE y − PE y = (51.771,60
MWh
tCO2e
tCO2e
tCO2e
* 0,1635
) −0
= 8.464
ano
MWh
ano
ano
€
34
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (CDM-SSC-PDD) - Version 03
MDL – Conselho Executivo
B.6.4
Sumário das estimativas ex-antes de reduções de emissão:
Ano
(01 de Julho - Dezembro)
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
(Janeiro – 30 de Junho) 2022
Total de reduções de
emissões estimadas
(toneladas de CO2e)
Estimativa
anual de
reduções de
emissões
devido às
atividades
de projeto
(toneladas
de CO2e)
Estimativa
anual de
emissões de
linha de
base
(toneladas
de CO2e)
Estimativa
anual de
emissões devido
a fugas e
vazamentos
(toneladas de
CO2e)
Estimativa
anual de
reduções de
emissões
(tonelada de
CO2e)
0
4.232
0
4.232
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
8.464
8.464
8.464
8.464
8.464
8.464
8.464
8.464
8.464
4.232
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
8.464
8.464
8.464
8.464
8.464
8.464
8.464
8.464
8.464
4.232
0
84.640
0
84.640
Tabela 21 – Sumário das estimativas ex-antes de reduções de emissão para um período de atividade de 10 anos.
B.7
Aplicação da metodologia de monitoramento e descrição do plano de monitoramento:
B.7.1
Dados e parâmetros monitorados:
Dado / Parâmetro:
EG facility,y
Unidade do dado:
Descrição:
MWh/yr
Quantidade de eletricidade liquida gerada fornecido pelas plantas/unidades para a
rede no ano y. A quantidade de eletricidade liquida é de 51.771,60 MWh/yr
Desenvolvedor do Projeto: Rischbieter Engenharia Ltda
Fonte do dado a€ser
utilizado:
Valor dos dados
aplicados para o
objetivo de calcular as
reduções de emissão
esperadas na seção B.5.
Descrição dos métodos
de medição e
procedimentos que
serão aplicados:
A medição da eletricidade despachada para a rede será continuamente monitorada
pelo projeto, e os proponentes de projeto, mensalmente, armazenarão
eletronicamente os dados de geração. Para as estimativas ex-antes de reduções de
emissão, será utilizado as energias asseguradas das Pequenas Centrais
Hidrelétricas Aguti, São Valentin e São Sebastião. O total de energia assegurada
é de 51.771,60 MWh/yr.
Dois medidores de eletricidade por plantas. A descrição abaixo é valida para as
Pequenas Centrais Hidrelétricas Aguti, São Valentin e São Sebastião.
Um medidor (1) será utilizado como principal, para medir a geração de
eletricidade e o outro medidor (2) será utilizado como back-up para garantir que
35
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (CDM-SSC-PDD) - Version 03
MDL – Conselho Executivo
QA/QC procedimentos
que serão aplicados:
Comentários:
em caso de algum problema com o medidor principal, a eletricidade seja
monitorada de qualquer maneira
As características dos medidores estão descritas na especificação técnica
fornecida pela Schneider Electric. O modelo dos medidores é ION 8600C. A
CCEE e os medidores terão comunicação VPN para a medição da energia gerada.
Os medidores serão previamente calibrados, antes da conexão com os painéis de
medição para faturamento. A calibração dos medidores seguirá as orientações
descritas no documento elaborado pela ONS durante estas atividades de projeto.
Os resultados de medição serão checados com os registros de venda da
eletricidade.
Esses dados serão utilizados para cálculo das reduções de emissões das atividades
de projeto e as informações serão armazenadas e arquivadas par um período de
até 2 (dois) anos depois do fim do período de creditação ou a última emissão de
RCEs para as atividades de projeto.
Dado / Parâmetro:
APJ
Unidade do dado:
Descrição:
m2
Área de reservatório medido na superfície da água, depois da implementação das
atividade de projeto, quando o reservatório estiver cheio. Este dado é para
determinar a densidade energética ex-post.
Imagem de Satélite.
€
Fonte do dado a ser
utilizado:
Valor dos dados
aplicados para o
objetivo de calcular as
reduções de emissão
esperadas na seção B.5.
Descrição dos métodos
de medição e
procedimentos €
que
serão aplicados:
QA/QC procedimentos
que serão aplicados:
Comentários:
Dado / Parâmetro:
Unidade do dado:
Descrição:
Fonte do dado€
a ser
utilizado:
Valor dos dados
aplicados para o
objetivo de calcular as
reduções de emissão
A medição da área de reservatório será monitorada pelo projeto, e os Proponentes
do projeto, anualmente, armazenarão eletronicamente os dados gerados. Esses
valores são:
APJ ,Aguti = 0,0496km 2 | APJ ,SãoValentin = 0,12km 2 | APJ ,SãoSebastião = 0,0692km 2
Medição de imagem de satélite. Esta medição almeja determinar a densidade
energética ex-post. As áreas de reservatórios das atividades de projeto estão
€ Esse dado será disponibilizado
€
descritas acima.
para o EOD na fase de
monitoramento do projeto.
Os dados coletados permanecerão disponíveis por até 2 (dois) anos apos o final
do Período de creditação ou a última emissão de RCEs para as atividades de
projeto.
CapPJ
W
Capacidade instalada da planta hidroelétrica depois da implementação das atividades
de projeto
Desenvolvedor do projeto
A medição da capacidade instalada da planta hidroelétrica depois da implementação
da atividade de projeto será monitorado pelo projeto, e os proponentes de projeto
anualmente, armazenarão eletronicamente os dados gerados. Os valores abaixo
foram utilizados para calcular a PD (Densidade Energética).
36
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (CDM-SSC-PDD) - Version 03
MDL – Conselho Executivo
esperadas na seção
B.5.
CapPJ ,Aguti = 3,893MW | CapPJ ,SãoValentin = 2,448MW |
CapPJ ,SãoSebastião = 3,699MW
Descrição dos
€
métodos de medição
e
procedimentos€que
serão aplicados:
QA/QC
procedimentos que
serão aplicados:
Comentários:
A capacidade instalada das PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião estão
€ Projeto Básico Consolidado aprovado pela ANEEL.
baseadas em cada
Os dados coletados permanecerão disponíveis por até 2 (dois) anos depois do
Período de creditação ou a última emissão de RCEs para a atividade de projeto.
Dados / Parâmetros:
EFgrid ,CM ,y
Unidade dos dados:
Descrição:
tCO2/MWh médios
Fator de emissão de CO2 da margem combinada para a geração de eletricidade
conectada a rede no ano y de acordo com a Ferramenta para cálculo do fator de
emissão para um sistema elétrico – versão 2.
Autoridade Nacional Designada.
€
Fonte do dado a ser
utilizado:
Valor dos dados
aplicados para o
objetivo de calcular as
reduções de emissão
esperadas na seção
B.5.
Descrição dos métodos
de medição e
procedimentos que
serão aplicados:
QA/QC procedimentos
que serão aplicados:
Comentários:
Este valor será atualizado anualmente de acordo com os seguintes parâmetros,
que serão publicados anualmente:
• Fator de emissão de CO2 da margem de operação no ano y;
• Fator de emissão de CO2 da margem de construção no ano y.
O valor do fator de emissão de CO2 da margem combinada que foi utilizado para
as estimativas ex-antes de reduções de emissões é de 0,1635 conforme descrito
na seção B.6.3.
Os dados do fator de emissão da margem de construção e operação serão
atualizados anualmente de acordo com os dados publicados pela AND, e serão
utilizados para o cálculo do fator de emissão da margem combinada, conforme
expresso na seção B.6.1.
Os procedimentos a serem seguidos estão em conformidade com a Ferramenta
para cálculo do fator de emissão para um sistema elétrico – versão 2.
Os dados coletados anualmente, serão armazenados eletronicamente e
permanecerão disponíveis até 2 (dois) anos após o fim do Período de creditação
ou última emissão de RCEs da atividade de projeto.
Dados / Parâmetros:
EFgrid ,OM ,y
Unidade do dado:
Descrição:
Fonte do dado a ser
€
utilizado:
Valor dos dados
aplicados para o
objetivo de calcular as
reduções de emissão
esperadas na seção B.5.
tCO2/MWh médios
Fator de emissão de CO2 da margem de operação no ano y (tCO2/MWh)
Autoridade Nacional Designada
Este valor será atualizado anualmente de acordo com os parâmetros a seguir, que
serão publicados anualmente:
• Fator de emissão de CO2 da margem de operação no ano y.
O valor do fator de emissão de CO2 da margem de operação que será utilizada
para as estimativas ex-antes das reduções de emissões é de 0,2476 conforme
37
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (CDM-SSC-PDD) - Version 03
MDL – Conselho Executivo
Descrição dos métodos
de medição e
procedimentos que
serão aplicados:
QA/QC procedimentos
que serão aplicados:
Comentários:
descrito na seção B.6.3.
Os dados do fator de emissão da margem de operação será anualmente atualizada
de acordo com os dados publicados pela AND, e serão utilizados no cálculo do
fator de emissão da margem combinada, conforme expresso na seção B.6.3.
Os dados coletados anualmente serão eletronicamente armazenados e
permanecerão disponíveis até 2 (dois) anos após o período de creditação ou a
última emissão de RCEs para a atividade de projeto.
Dado / Parâmetro:
EFgrid ,BM ,y
Unidade do dado:
Descrição:
Fonte do dado a ser
€
utilizado:
Valor dos dados
aplicados para o
objetivo de calcular as
reduções de emissão
esperadas na seção B.5.
tCO2/MWh médios
Fator de emissão de CO2 da margem de construção no ano y (tCO2/MWh)
Autoridade Nacional Designada.
Descrição dos métodos
de medição e
procedimentos que
serão aplicados:
QA/QC procedimentos
que serão aplicados:
Comentários:
Este valor será atualizado anualmente conforme os seguintes parâmetros, que
serão publicados anualmente:
Fator de emissão de CO2 da margem de construção no ano y.
Este valor do Fator de emissão de CO2 da margem de construção que será
utilizado para as estimativas ex-antes de reduções de emissão é de 0,0794
conforme descrito na seção B.6.3.
Os dados do fator de emissão da margem de construção serão atualizados
anualmente de acordo com os dados publicados pela AND, e serão utilizados
para o cálculo do fator de emissão da margem combinada, conforme expresso na
seção B.6.3.
Os dados coletados anualmente serão eletronicamente armazenados e
permanecerão disponíveis até 2 (dois) anos após o período de creditação ou a
última emissão de RCEs para a atividade de projeto.
Dado / Parâmetro:
TEGy
Unidade do dado:
Descrição:
MWh/yr
Eletricidade total produzida pelas atividades de projeto, incluindo a eletricidade
despachada para a rede e a eletricidade fornecida para consumo próprio, no ano
y.
Site das Atividades de Projeto (PCHs Aguti, São Valentin e São Sebastião)
€
Fonte do dado a ser
utilizado:
Valor dos dados
aplicados para o
objetivo de calcular as
reduções de emissão
esperadas na seção B.5.
Descrição dos métodos
de medição e
procedimentos que
serão aplicados:
A medição da eletricidade total produzida pelas atividades de projeto serão
continuamente monitoradas pelo Projeto, e os Proponentes de Projeto
mensalmente armazenarão dos dados gerados eletronicamente.
A eletricidade total produzida pelos sites serão continuamente medidas e no
mínimo gravadas mensalmente. Os medidores de eletricidade serão utilizados
para a medição contínua.
38
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (CDM-SSC-PDD) - Version 03
MDL – Conselho Executivo
QA/QC procedimentos
que serão aplicados:
Comentários:
Os resultados de medição serão checados com os registros de venda de
eletricidade.
Os dados coletados anualmente serão eletronicamente armazenados e
permanecerão disponíveis até 2 (dois) anos após o período de creditação ou a
última emissão de RCEs para a atividade de projeto.
B.7.2 Descrição do plano de monitoramento:
Conforme a metodologia de monitoramento ACM0002 – versão 12.1.0 e a Ferramenta para cálculo do
fator de emissão para um sistema elétrico – versão 2, os parâmetros monitorados são: a eletricidade
liquida, a área de reservatório, o fator de emissão de CO2 da margem de operação, o fator de emissão de
CO2 da margem de construção, o fator de emissão de CO2 da margem combinada e as capacidades
instaladas das plantas após a implementação dos projetos.
A energia gerada pelas Pequenas Centrais Hidrelétricas Aguti, São Valentin e São Sebastião serão
medidas e monitoradas com o sistema de medição e faturamento de acordo com o procedimento padrão
usado para todo o sistema de geração de energia.
O sistema responsável pela coleta e monitoramento das energias geradas serão fornecidos exclusivamente
pela CCEE através do sistema SCDE. A conexão VPN será instalada para estabelecer a comunicação
entre as usinas e a CCEE.
O cálculo das reduções de emissões, conforme orientado na ferramenta metodológica, será atualizado
anualmente pelas plantas, de acordo com os parâmetros acima e serão disponibilizados para a EOD na
fase de verificação e monitoramento. Os fatores de emissão serão calculados em cada ano, conforme
descrito no item B.6.1. Para calcular o fator de emissão será utilizado os dados fornecidos pela AND
Brasileira.
O sistema de controle e supervisão está de acordo com as normas da ONS35, aprovadas pela ANEEL, bem
como as políticas de boas práticas estabelecidas pela companhia de eletricidade local, no caso a CELESC.
O sistema de controle e supervisão será calibrado periodicamente para assegurar o correto funcionamento
dos equipamentos de medição.
No diagrama 2 abaixo, pode-se verificar a configuração elétrica das PCHs Aguti, São Valentin e São
Sebastião:
35
http://www.ons.org.br/procedimentos/index.aspx.
39
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (CDM-SSC-PDD) - Version 03
MDL – Conselho Executivo
Diagrama 2 – Configuração elétrica.
Veja maiores detalhes no ANEXO 4.
B.8
Data de conclusão da aplicação do estudo de linha de base e da metodologia de
monitoramento e o nome da(s) pessoa(s)/entidade(s) responsável(eis)
Data de conclusão da versão final desta seção de linha de base (MM/DD/YYYY): 15/07/2008
Nome da pessoa/entidade responsável pela determinação da linha de base:
Empresa: BioGerar Cogeração de Energia Ltda.
Endereço: Rua Martim Peres, 271
CEP: 04148-030
Cidade/Estado: São Paulo-SP
Pais: Brasil.
Contato: Luis Proença
Telefone: +55 11 5073-1034
FAX: +55 11 5073-1034
Celular: +55 11 8369-7238
Email: [email protected]
SECÃO C.
C.1
Duração da atividade de projeto / período de obtenção de créditos
Duração da atividade de projeto:
C.1.1. Data de início da atividade de projeto:
15/05/200836.
36
Data de início da construção: As PCHs Aguti, São Valentim e São Sebastião iniciaram a construção em
15/05/2008, conforme relatório mensal das PCHs Aguti, São Valentim e São Sebastião fornecidos pela ANEEL.
40
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (CDM-SSC-PDD) - Version 03
MDL – Conselho Executivo
C.1.2. Expectativa da vida útil operacional da atividade de projeto:
30 anos e O meses37.
C.2
Escolha do período de obtenção de crédito e informações relacionadas:
C.2.1. Período de obtenção de créditos renováveis:
C.2.1.1.
Data de início do primeiro período de obtenção de crêditos:
C.2.1.2.
Duração do primeiro período de obtenção de créditos:
Não aplicável.
Não aplicável.
C.2.2. Período de obtenção de créditos fixos:
C.2.2.1.
Data de início:
A data de início do período de obtenção de créditos é de 01/07/201238 ou a partir da data de registro das
atividades de projeto de MDL na Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima. Sendo
que o registro na CQNUMC tem prioridade como data de início.
C.2.2.2.
10 anos e 0 meses.
SECÃO D.
Duração:
Impactos Ambientais
D.1.
Se requerido pela parte anfitriã, documentação de análise dos impactos ambientais da
atividade de projeto:
De acordo com a resolução do Conselho Nacional do Meio Ambiente – CONAMA no. 23739, de 19 de
dezembro de 1997, artigo 2o, a localização, construção, instalação, ampliação, modificação e operação de
empreendimentos e atividades que utilizem recursos ambientais consideradas efetivas ou potencialmente
poluidoras, bem como os empreendimentos capazes sob qualquer forma, de causar degradação ambiental,
dependerão de prévio licenciamento do órgão ambiental competente, sem prejuízo de outras licenças
legalmente exigíveis.
As licenças requeridas paras essas atividades são:
•
Licença Prévia (LP) – concedida na fase preliminar do planejamento do empreendimento ou
atividade aprovando sua localização e concepção, atestando a viabilidade ambiental e
estabelecendo os requisitos básicos e condicionantes a serem atendidos nas próximas fases de sua
implementação. A seguir na tabela 22 abaixo, as licenças prévias ambientais (LAPs) emitidas
pela FATMA:
37
Referência: Diretrizes da Eletrobrás para projetos de PCH – Capítulo 04 – Nota: A estimativa de mercado para o
ciclo de vida deste projeto é de 50 anos. No entanto, adotamos 30 anos para o período de concessão das plantas.
38
Estimativa de registro do projeto.
39
http://www.mma.gov.br/port/conama/res/res97/res23797.html
41
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (CDM-SSC-PDD) - Version 03
MDL – Conselho Executivo
PCHs
Aguti
São Valentin
São Sebastião
Licença Ambiental Prévia
LAP no. 099/06 CODAM
LAP no. 102/06 CODAM
LAP no. 101/06 CODAM
Data
03/05/2006
03/05/2006
03/05/2006
Tabela 22 – Licenças Ambientais Prévias emitidas pela FATMA.
Nesta fase os seguintes documentos são analisados: Estudo de Impacto Ambiental (EIA),
Relatório de Impacto Ambiental (RIMA) ou, dependendo do caso, um Relatório Ambiental
Simplificado (RAS). No caso do Projeto de Energia Renovável da Cotesa Engenharia, o Relatório
Ambiental Simplificado foi desenvolvido, sem a necessidade do EIA/RIMA em consonância com
a resolução no. 279/2001.
•
Licença de Instalação (LI) – autoriza a instalação do empreendimento ou atividade de acordo
com as especificações constantes dos planos, programas e projetos aprovados, incluindo as
medidas de controle ambiental e demais condicionantes, da qual constituem motivo determinante.
A seguir na tabela 23 abaixo, as licenças de instalação emitidas pela FATMA:
PCHs
Aguti
São Valentin
São Sebastião
Licença de Instalação
LAI no. 026/2009/GELRH
LAI no. 024/2009/GELRH
LAI no. 025/2009/GELRH
Tabela 23 – Licença de instalação emitida pela FATMA.
•
Licença de Operação (LO) – autoriza a operação da atividade ou empreendimento, após a
verificação do efetivo cumprimento do que consta das licenças anteriores, com as medidas de
controle ambiental e condicionantes determinados para a operação. Essa licença ainda não foi
emitida.
Não se esperam impactos transfronteiriços por parte desta atividade de projeto.
D.2.
Se os impactos ambientais são considerados significativos pelos participantes do projeto ou
pela Parte anfitriã, por favor forneça conclusões e todas as referências para suporte da
documentação dos impactos ambientais que estão de acordo com os procedimentos requeridos pela
Parte anfitriã:
Para a análise dos impactos identificados nas áreas que são diretamente e indiretamente afetadas pelo
Projeto de Energia Renovável da Cotesa Engenharia, uma matriz de impactos foi elaborada descrevendo
os impactos causados pelo projeto nas suas diferentes fases (implementação e operação). Os principais
programas ambientais são: programa de controle de processo erosivo, programa de recuperação de áreas
degradadas, programa de controle de resíduos, compensação das propriedades afetadas, educação
ambiental e comunicação social, monitoramento e gerenciamento da ictiofauna, monitoramento da fauna
terrestre, programa de qualidade da água e monitoramento da limnologia e programa de supervisão
ambiental.
42
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (CDM-SSC-PDD) - Version 03
MDL – Conselho Executivo
SECÃO E.
Comentário das Partes Interessadas
E.1.
Breve descrição de como os comentários feitos pelos atores locais foram solicitados e
compilados:
De acordo com o Anexo 7 da Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima , resolução de no 7,
de 05 de março de 2008, com vistas a obter a aprovação das atividades de projeto no âmbito do
Mecanismo de Desenvolvimento Limpo, os proponentes do projeto deverão convidar, 15 dias antes do
início do processo de validação, os atores envolvidos, interessados e/ou afetados pelas atividades de
projeto no âmbito do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo, de forma a garantir que eventuais
comentários sejam incorporado na documentação a ser submetida a esta Comissão com vistas a obter a
aprovação das atividades de projeto pela Autoridade Nacional Designada. As cartas convites foram
enviadas por correio para cada parte listada abaixo, convidando a comentar o Projeto de Energia
Renovável da Cotesa Engenharia. Os avisos de recebimento serão disponibilizados para a EOD.
As partes interessadas afetada e/ou interessadas nesta atividade de projeto são:
I – Prefeitura e Câmara de vereadores de cada município envolvido:
• Prefeitura Municipal de Nova Trento:
Prefeito: Orivan Jarbas Orsi
Endereço: Rua Santo Inácio, Praça Del Comune, 126 – Centro – CEP. 88270-000 – Nova
Trento/SC.
•
Câmara Municipal de Nova Trento:
Presidente: Antenor Cirillo Cattani
E-mail: [email protected]
Endereço: Rua Ida Orsi Feller, 100 – Bairro Centro – CEP. 88270-000 – Nova Trento/SC.
II – Órgãos ambientais, estadual e municipal (ais) envolvido(s): ;
• Secretária Municipal de Meio Ambiente e Agricultura de Nova Trento:
Secretário: Saulo Roberto Voltolini
E-mail: [email protected]
Endereço: Rua Nereu Ramos, 97 – Bairro Centro – CEP. 88.271-000 – Nova Trento/SC.
•
FATMA – Fundação do Meio Ambiente:
Presidente: Murilo Xavier Flores
Endereço: Rua Felipe Schmidt, 485 – Centro – CEP. 88010-001 – Florianópolis/SC.
III – Fórum Brasileiro de ONG’s e Movimentos Sociais para o Meio Ambiente e Desenvolvimento –
http://www.fboms.org.br;
• Fórum Brasileiro de ONGs e Movimentos Sociais para o Meio Ambiente e o
Desenvolvimento:
Gerente Executiva: Esther Neuhaus
E-mail: [email protected]
Endereço: Setor Comercial Sul, Quadra 01, Bloco I, Edifício Central, 13o andar, Sala 1302 – CEP
70304-900, Brasília/DF.
IV – Associações comunitárias cujas finalidades guardem relação direta e indireta com a atividade de
projeto;
• ACINT – Associação Comercial e Industrial de Nova Trento:
43
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (CDM-SSC-PDD) - Version 03
MDL – Conselho Executivo
Endereço: Rua Dos Imigrantes, 244 – Bairro Centro – CEP. 88.270-000 – Nova Trento/SC.
•
APREMANT – Associação de Preservação do Meio Ambiente de Nova Trento:
Endereço: Rua Nereu Ramos, 97 – Bairro Centro – CEP. 88.270-000 – Nova Trento/SC.
V – Ministério Público Estadual do estado envolvido;
• Ministério Público do Estado de Santa Catarina:
Centro de Apoio Operacional do Meio Ambiente
E-mail: [email protected]
Endereço: Avenida Othon Gama D`Eça, 622 – 4o andar – Centro – Ed. Luiz Carlos Brunet –
CEP. 88015-240 – Florianópolis/SC.
VI – Ministério Público Federal.
• Ministério Público Federal:
Setor: 4ª Câmara - Meio Ambiente e Patrimônio Cultural
Coordenador: Subprocuradora geral da República Sandra Cureau
E-mail: [email protected]
Endereço: SAF Sul Quadra 4 – conjunto C – CEP. 70050-900 – Brasília/DF.
Os convites de comentários encaminhados para os atores envolvidos, interessados e/ou afetados elencados
acima deverão:
I – conter nome e tipo de atividade de projeto no âmbito do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo,
conforme consta no Documento de Concepção de Projeto – DCP;
II – informar endereço eletrônico específico de sitio internet onde poderá ser obtido cópias, em português
da última versão disponível do documento de concepção de projeto em questão, bem como da descrição
da contribuição da atividade de projeto no âmbito do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo ao
desenvolvimento sustentável, conforme Anexo III da Resolução no 1 desta Comissão, garantindo que este
sitio permaneça acessível até, no mínimo, o término do processo de registro da atividade de projeto no
Conselho Executivo do MDL; e
III – fornecer endereço para que os atores que não possuam acesso à internet possam solicitar ao
proponente do projeto, por escrito e em tempo hábil, cópia impressa da documentação mencionada.
As partes interessadas acima foram convidadas a apresentar suas preocupações e fornecer comentários
sobre a atividade de projeto durante o período de 15 dias após o recebimento da carta-convite.
Os convites foram enviados aos atores pela Biogerar na data de 21/09/2011, e os seguintes documentos
abaixo foram disponibilizados no sitio: http://www.cotesa.com.br/energia-renovavel para a consulta do
público:
•
•
Documento de Concepção de Projeto - DCP;
Anexo III (relacionado à Resolução no 1 da CIMGC).
E.2.
Sumário dos comentários recebidos:
Até o momento, nenhum comentário foi recebido. Caso haja comentários durante o processo de
validação, os mesmos serão considerados.
44
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E.3.
Relatório de como foram considerados os comentários recebidos:
Não aplicável em razão de até a presente data, nenhum comentário foi recebido.
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Anexo 1
INFORMAÇÕES DE CONTATO DOS PARTICIPANTES DA ATIVIDADE DE PROJETO
Rua/Caixa Postal:
Cidade:
Estado/Região:
CEP:
País:
Telefone:
FAX:
Email:
URL:
Representado por:
Titulo:
Saudação:
Sobrenome:
Nome do Meio:
Primeiro Nome:
Email pessoal:
Cotesa Geradora de Energia – PCH Aguti Ltda | Cotesa Geradora de Energia –
PCH São Valentin | Cotesa Geradora de Energia – PCH São Sebastião.
Rua Brasilpinho,134
São José
Santa Catarina
88102-300
Brasil
+55 48 3259-1043
+55 48 3259-1043
[email protected]
http://www.cotesa.com.br
Sr. João Junklaus
Diretor
Sr.
Junklaus
João
[email protected]
Organização:
Rua/Caixa Postal:
Cidade:
Estado/Região:
CEP:
Pais:
Telefone:
FAX:
Email:
URL:
Representado por:
Titulo:
Saudação:
Sobrenome:
Primeiro nome:
Celular:
Email Pessoal:
Biogerar Cogeração de Energia Ltda
Rua Martim Peres, 271
São Paulo
São Paulo/Região Sudeste do Brasil
04148-030
Brasil
+55 11 5073-1034
+55 11 5073-1034
[email protected]
http://www.biogerar.com.br
Sr. Luis Proença
Diretor
Sr.
Proença
Luis
+55 11 8369-7238
[email protected]
Organizações:
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Anexo 2
INFORMAÇÕES RELACIONADAS A FINANCIAMENTOS PÚBLICOS
Não foi utilizado financiamento público para este projeto.
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Anexo 3
INFORMAÇÕES DE LINHA DE BASE
Os fatores de emissão de CO2 calculados de acordo com a ferramenta metodológica “Tool to calculate the
emission factor for an electricity system” aprovada pelo Conselho Executivo do MDL têm como objetivo
estimar a contribuição, em termos de redução de emissões de CO2, de um projeto de MDL que gere
eletricidade para a rede. Resumidamente, o fator de emissão do sistema interligado para fins de MDL é
uma combinação do fator de emissão da margem combinada de operação, que reflete a intensidade das
emissões de CO2 da energia despachada na margem, com o fator de emissão da margem de construção,
que reflete a intensidade das emissões de CO2 das últimas usinas construídas. É um algoritmo
amplamente utilizado para quantificar a contribuição futura de uma usina que vai gerar energia elétrica
para a rede em termos de redução de emissões de CO2 em relação a um cenário de linha de base. Esse
fator serve para quantificar a emissão que está sendo deslocada na margem. A sua utilidade está associada
a projetos de MDL e se aplica, exclusivamente, para estimar as reduções certificadas de emissões (RCEs)
dos projetos de MDL.
Conforme delineação da AND, os fatores de emissão de CO2 da margem de construção e da margem de
operação publicados estão demonstrados no quadro abaixo. Foi utilizado o ano base de 2009 para fins de
cálculo do fator de emissão da margem combinada, que são os dados mais recentes divulgados pela
Comissão Interministerial de Mudanças Globais do Clima.
MARGEM DE CONSTRUÇÃO
2009
Fator de Emissão Médio (tCO2/MWh) - ANUAL
0,0794
Tabela 24 – Fator de emissão anual de CO2 da margem de construção (fonte: MCT40)
MARGEM DE OPERAÇÃO
Fator de Emissão Médio (tCO2/MWh) - MENSAL
2009
MÊS
Janeiro Fevereiro Março Abril
Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro
0,2813 0,2531 0,2639 0,2451 0,4051 0,3664 0,2407 0,1988 0,1622
0,1792
0,1810
0,1940
Tabela 25 – Fator de emissão mensal de CO2 da margem de operação (fonte: MCT41)
40
http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/303076.html#ancora
41
http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/303076.html#ancora
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Anexo 4
INFORMAÇÕES DE MONITORAMENTO
O monitoramento da atividade de projeto proposta se dará por um subsistema de supervisão que permite a
monitoração dos sinais analógicos e digitais vitais da PCH, com leitura remota via interface de rede
Ethernet, operação dos equipamentos envolvidos (disjuntores, seccionadores, motores, bombas, turbinas,
geradores e etc.), registros e relatórios gerenciais no computador de comando e supervisão do subsistema.
Prevêem se a seguintes telas geradas no sistema de supervisão:
a) Diagrama esquemático do fluxo hidráulico por unidade geradora;
b) Diagrama do fluxo dos sistemas auxiliares mecânicos por unidade geradora;
c) Diagrama unifilar do circuito elétrico da planta;
d) Diagrama unifilar de serviços auxiliares em corrente contínua e alternada;
e) Supervisão da instrumentação da turbina, do gerador, dos níveis de montante e jusante, das
bombas de drenagem, de esgotamento e de água de serviço;
f) Sistema digital de supervisão dos equipamentos (Controladores Lógicos Programáveis, remotas e
LAN);
g) Função de alarme visual e sonoro;
h) Elaboração, apresentação e arquivo de relatórios gerenciais (níveis de montante e jusante, energia
elétrica gerada, interrupções programadas e forçadas, entre outras).
Os relatórios gerenciais com as informações descritas na seção B.7.2, serão arquivadas eletronicamente e
farão parte deste programa de monitoramento, sendo que os relatórios serão apresentados para a Entidade
Operacional Designada no momento da verificação do monitoramento do projeto.
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Anexo 5
BIBLIOGRAFIA
1) http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=15&idPerfil=2 – Banco de Informação de Geração da
Aneel.
2) http://www.fatma.sc.gov.br – Fundação do Meio Ambiente (FATMA).
3) Atlas de Energia Elétrica do Brasil – 3o edição – ANEEL.
4) http://www.ons.org.br/home/ - Operador Nacional do Sistema(ONS).
5) http://www.eletrobras.com/elb/main.asp - Eletrobrás.
6) http://www.ccee.org.br/cceeinterdsm/v/index.jsp?vgnextoid=2e09a5c1de88a010VgnVCM100000
aa01a8c0RCRD – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
7) Cálculo Financeiro das Tesourarias – 2o edição (atualizado, revisado e ampliado) – Livro Texto
para MBA– Finanças – Coordenação: José Roberto Securato.
8) http://www.bcb.gov.br/ - Banco Central do Brasil.
9) Projetos Básicos Consolidados (PCHs Aguti, São Valentim e São Sebastião) – Rischbieter
Engenharia Ltda.
10) Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica – (2006 – 2015) – Ministério de Minas e Energia
(MME).
11) AMS I.D. – versão 17 – Metodologia de Linha de Base e Monitoramento Simplificada para
geração de eletricidade renovável conectada a rede (fonte: Convenção Quadro das Nações Unidas
sobre Mudança do Clima).
12) Ferramenta metodológica descrita na seção B.1 – (fonte: Convenção Quadro das Nações Unidas
sobre Mudança do Clima).
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