MECANISMO DE DESENVOLVIMENTO LIMPO
DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO SIMPLIFICADO
PARA ATIVIDADES DE PROJETO DE PEQUENA ESCALA (SSC-DCP)
BT Geradora de Energia Elétrica S. A.
Pequena Hidrelétrica Ferradura
Erval Seco- RS, Brasil
Preparado pela Ecoinvest
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versão: 24/03/2005
CONTEÚDO
A.
Descrição geral da atividade de projeto
B.
Metodologia de linha de base
C.
Duração da atividade de projeto / período de créditos
D.
Metodologia e plano de monitoração
E.
Cálculo das reduções nas emissões de GEE pelas fontes
F.
Impactos ambientais
G.
Comentários das partes envolvidas
Anexos
Anexo 1: Informações sobre os participantes da atividade de projeto
Anexo 2: Informações com relação a financiamento público
Anexo 3: Bibliografia
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A.
Descrição geral da atividade de projeto
A.1.
Título da atividade de projeto:
BT Geradora de Energia Elétrica S. A. – Pequena Central Hidreletrica Ferradura– Projeto MDL de
Pequena Escala (doravante denominada “Projeto BT SSC-CDM” ou "BGEE").
Número da versão do DCP: 2005.07.27.
Data: 27 de julho de 2005.
A.2.
Descrição da atividade de projeto:
O objetivo principal do projeto BGEE é ajudar a atender à crescente demanda de energia no Brasil
devida ao crescimento econômico e melhorar o fornecimento de eletricidade, contribuindo, ao mesmo tempo,
para a sustentabilidade ambiental, social e econômica, através do aumento na participação da energia
sustentável em relação ao consumo total de eletricidade no Brasil (e da região da América Latina e Caribe).
Os países da região da América Latina e Caribe expressaram seu comprometimento no sentido de
atingir a meta de 10% de energia renovável em relação ao total da energia utilizada na região. Através de uma
iniciativa dos Ministros do Meio Ambiente em 2002 (UNEP-LAC, 2002), promoveu-se uma reunião
preliminar da Cúpula Mundial para o Desenvolvimento Sustentável (WSSD, do inglês "Summit for
Sustainable Development") em Joanesburgo em 1992. Na versão final do Plano de Implementação da
WSSD, não foram declaradas metas ou cronogramas específicos; porém, sua importância foi reconhecida para
o atingimento da sustentabilidade, de acordo com os Objetivos de Desenvolvimento do Milênio1.
A BGEE fica no sul do Brasil, onde estão as maiores reservas de carvão mineral, bem como a maioria
das usinas termelétricas que utilizam este combustível. O projeto consiste de uma pequena hidrelétrica (9,2
MW), que fica no rio Guarita, na cidade de Erval Seco, estado do Rio Grande do Sul. Erval Seco é uma
pequena cidade com 8.650 habitantes. (IBGE, 2004).
A BT Geradora de Energia Elétrica S.A é uma Sociedade de Propósitos Específicos (SPE) que inclui
uma pequena hidrelétrica de fio d'água e um pequeno reservatório (0,5335 km²) com um impacto ambiental
muito pequeno. A empresa foi criada para incorporar os ativos do projeto da Pequena Central Hidrelétrica
(PCH) Ferradura. Os principais acionistas da PCH Ferradura são:
•
TMKN – Administração de Bens e Participações Societárias Ltda, localizada na cidade de
Pomerode, SC. Detém 20,8% e administra as participações da holding.
•
Master S/A, localizada na cidade de Brusque, SC. Detém 20,0% e é da área imobiliária.
•
Dimas Luiz Tagliari, domiciliado em Frederico Westphalen, RS. Detém 12,5%.
•
Rio Novo Participações Ltda, localizada na cidade de Braço do Norte, SC. Detém 12,0% e
presta serviços de consultoria a outras empresas.
•
Rischbieter Engenharia Indústria e Comércio Ltda., localizada na cidade de Vista em Gaspar,
SC. Detém 9,0% e fabrica produtos de cimento e gesso.
1 Plano de Implementação da WSSD, Parágrafo 19 (e): "Diversificar o fornecimento de energia desenvolvendo
tecnologias energéticas avançadas, mais limpas, mais eficientes, economicamente viáveis e com custo/benefício
favorável, incluindo as tecnologias de combustíveis fósseis e as tecnologias de energia renovável, inclusive
hidrelétrica, e suas transferências para os países em desenvolvimento na forma de concessão conforme acordo mútuo.
Adotando um senso de urgência, aumentar de forma substancial a proporção global de fontes de energia renovável
com o objetivo de aumentar sua contribuição em relação ao total da energia fornecida, reconhecendo o papel das
metas nacionais e regionais voluntárias, bem como as iniciativas, onde existirem, e assegurando-se de que as políticas
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•
Outros: participam conjuntamente com 24,7%.
Esta lista representa os novos acionistas que entraram na SPE BT Geradora em janeiro de 2003, após a
reunião de acionistas de novembro de 2002 (Figura 6). Apenas após esta reunião é que o projeto foi decidido
de ser construído. Antes disso, BT Geradora foi fundada e pertencia aos acionistas Dimas Luiz Tagliari (50%)
e Ivan Carlos Bragante (50%), que não obtiveram sucesso em transformar o projeto em viável, e que ainda
fazem parte da estrutura da empresa atualmente. A primeira aquisição de terras foi realizada em 1999 pelo
Ivan.
Essa fonte de eletricidade local e mais limpa também trará uma contribuição importante à
sustentabilidade ambiental, reduzindo as emissões de dióxido de carbono que ocorreriam se o projeto não
existisse. A atividade do projeto reduz as emissões de gases de efeito estufa (GEE) evitando a geração de
eletricidade via fontes de combustíveis fósseis (e emissões de CO2), que estariam sendo geradas (e emitidas)
se o projeto não existisse.
O Projeto BGEE melhora o fornecimento de eletricidade com energia hidrelétrica limpa e renovável, ao
mesmo tempo em que contribui com o desenvolvimento econômico regional/local. As usinas hidrelétricas de
pequena escala de fio d'água fornecem geração distribuída local, diferentemente do modo mais comum de
trabalho, como as grandes hidrelétricas e as usinas de geração a gás natural construídas nos últimos 5 anos;
esses projetos de pequena escala apresentam vantagens específicas com relação a confiabilidade, transmissão
e distribuição, o que inclui:
• maior confiabilidade, com interrupções mais curtas e com extensão menor
• menor exigência com relação à margem de reserva
• energia de melhor qualidade
• perdas menores nas linhas
• controle da energia reativa
• mitigação do congestionamento na transmissão e distribuição; e
• maior capacidade do sistema com investimento de T&D (transmissão e distribuição) menor.
Pode-se afirmar que uma distribuição de renda justa é alcançada a partir da geração de empregos e de
um aumento nos salários das pessoas; porém, a distribuição de renda melhor na região onde o Projeto BGEE
está localizado é obtida com menos gastos e com renda maior nos municípios. O capital excedente que esses
municípios terão poderia ser empregado em investimentos em educação e saúde, o que beneficiará
diretamente a população local, e terá impacto indireto para uma distribuição de renda mais justa. O gasto
menor ocorre devido ao fato de que se diminuirá a quantidade de eletricidade "importada" de outras regiões
do país através da rede. Esse dinheiro que fica na região poderá ser utilizado para fornecer serviços melhores
à população, melhorando a disponibilidade dos itens e serviços de necessidade básica. A população local terá
benefícios econômicos em função dos royalties pagos aos municípios pelos direitos hídricos concedidos à
BGEE.
Um forte indicativo de que o BGEE contribui para os objetivos de desenvolvimento sustentado do país
é que o projeto atende aos requisitos da Lei 10.438 de abril de 2002 (PROINFA - Programa de Incentivo às
Fontes Alternativas de Energia Elétrica). O PROINFA é um programa federal brasileiro que concede
incentivos a fontes alternativas de eletricidade (energia eólica, cogeração de biomassa e hidrelétricas de
pequena escala). Entre outros fatores, a meta desta iniciativa é aumentar a participação das fontes de energia
renovável na matriz elétrica brasileira, a fim de contribuir para uma sustentabilidade ambiental maior,
trazendo mais vantagens econômicas a essas fontes de energia renovável. O governo brasileiro criou um
grande fundo monetário com o objetivo de desenvolver este plano.
energéticas ofereçam apoio aos esforços dos países em desenvolvimento, no sentido de erradicar a pobreza e,
periodicamente, avaliar os dados disponíveis, de modo a analisar o progresso para tal fim."
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Apesar de o BGEE ser elegível para o PROINFA, ele não solicitou o financiamento PROINFA e,
conseqüentemente, não tem acesso às vantagens do programa.
O projeto possui dois CCVEs com empresas privadas, um é a Manicraft, assinado em 1 de novembro
de 2004, e o outro é com a Rhodia Polialmida assinado em 19 de novembro de 2003.
A.3.
Participantes do projeto:
As informações para contato com as partes e com as entidades públicas/privadas envolvidas na
atividade de projeto estão relacionadas no Anexo 1. Até o momento, o projeto é unilateral.
Parte envolvida
Entidades públicas e/ou privadas participantes do projeto
Participante do
Projeto?
Brasil (Anfitrião) Entidade Privada: BT Geradora de Energia Elétrica S.A.
Não
Tabela 1– Entidades públicas e/ou privadas participantes na atividade do projeto
A.4.
Descrição técnica da atividade de projeto:
O projeto BT Geradora de Energia Elétrica S.A. utiliza água do rio Guarita para gerar eletricidade, a
uma capacidade instalada de 9,2 MW. As instalações da PCH2 Ferradura contêm uma pequena represa (área
do reservatório = 0,5335 km2), que armazena água a fim de gerar eletricidade por curtos períodos.
usina
usina
barragem
Uma instalação hidrelétrica de baixa altura manométrica,
na qual a água é tomada diretamente da barragem.
Figura 1– Vista esquemática de uma hidrelétrica de fio d'água (Fonte: http://www.fae.sk/Dieret/dieret.html)
Os projetos de fio d'água não incluem um armazenamento significativo de água, e devem, portanto,
utilizar totalmente a vazão de água. Um típico esquema de fio d'água envolve uma reservatório com baixo
desvio e geralmente fica em correntezas de fluxo rápido (Figura 1).
De acordo com a Eletrobrás (1999), os projetos de fio d'água são definidos como "os projetos nos quais
a vazão da estação seca é a mesma ou maior que a vazão mínima exigida pelas turbinas" como é o caso do
projeto da BGEE. Uma reservatório com baixo desvio aumenta o nível do rio até um ponto suficiente para
permitir que uma estrutura de canal de adução seja colocada ao lado do rio. O canal de adução consiste de
uma grade para retenção de lixo, e uma abertura submersa com uma comporta de entrada.A água do canal de
adução é normalmente retirada através de um tubo (chamado de tubo de coleta), encaminhada para baixo até
2
PCH = "Pequena Central Hidrelétrica".
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uma usina construída a jusante do canal de adução e para o nível mais baixo possível a fim de obter a maior
altura manométrica na turbina.
De acordo com o fabricante da turbina, o mínimo requerido para cada turbina é de 6,65 m3/s. Como a
usina pode ser operada com apenas uma turbina, o mínimo requerido é no mesmo valor
Para determinar a taxa de fluxo do rio na estação de seca, foram utilizadas informações de 1964 a 1999
fornecidas pela Aneel que indica a média mensal do fluxo do rio no local da atividade de projeto (Tabela 2).
Média 1964 à 1999 (m3/s)
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
15,0
15,5
13,4
16,2
22,6
26,7
30,3
31,3
29,8
32,2
24,9
18,3
Tabela 2 – Média mensal do fluxo do rio Guarita no local do projeto (Fonte: BGEE).
Rigorosamente, o verão (21 de dezembro a 20 de março) é a estação de seca da região. Para os
propósitos do projeto será utilizado os menores valores mensais (1 de janeiro a 31 de março). A média da taxa
de fluxo na estação de seca como apresentados na tabela é de 14,6 m3/s, o que é alta para o fluxo mínimo
requerido para a operação das turbinas (2 × 6,65 m3/s = 13,3 m3/s).
Além disso, uma das necessidades do projeto é garantir um mínimo de fluxo a jusante de 80% da taxa
de fluxo médio mínimo na estação de seca. Usando as informações fornecidas pela Aneel a da curva de
permanência/intermitência do fluxo rio foi preparada e a média do fluxo mensal mínimo registrado
determinado é de 2,78 m3/s (maio de 1978). Para cumprir com a demanda foi construído um vertedouro com
uma passagem livre permitindo um fluxo mínimo de 2,22 m3/s.
Outro critério possível é sugerido por uma publicação do Ministério do Meio Ambiente Brasileiro
(Oliveira e Ribeiro, 2001) para considerar uma usina hidrelétrica elegível para o MDL é a densidade de
energia maior que 10 W/m2. No caso do projeto da BT:
-
Área da reserva = 533,500 m2
-
Capacidade Instalada = 9.2 MW = 9,200,000 W
-
Densidade de energia = 17.24 W/m2
Outro modo de caracterizar usinas a fio d’água vem da definição do World Commission of Dams
(WCD, 2000):
“Barragem à Fio-d’água: Barragens que criam um diferencial hidráulico no rio para desviar
uma parte do fluxo do rio. Eles não possuem reservatório de armazenagem ou capacidade
diária de armazenamento limitada. Entre estas classificações gerais existe uma considerável
diversidade de escala, concepção, operação e potencial de impactos adversos.”
No caso da PCH Ferradura:
-
Volume máximo da represa: 3.157.550 m3
-
Volume médio da represa: 2.213.100 m3
-
Fluxo nominal das turbinas: 23 m3/s
-
Dias de EAR (Energia acumulada no reservatório) no volume máximo da represa: 1,59 dia
-
Dias de EAR no volume médio da represa: 1,11 dia
Então, para o entendimento dos participantes do projeto o projeto pode ser considerado uma usina a fio
d’água de acordo com todos os critérios apresentados
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Figura 2- Turbina Francis (Fonte: Alstom, http://www.alstom.com.br/)
Turbinas
Tipo
Francis Dupla
Quantidade
2
RPM
600
Energia elétrica (kW)
4,5
Altura manométrica
nominal do líquido (m)
39,1
Geradores
Tipo
SPA 900
Quantidade
2
Freqüência (HZ)
60
Energia elétrica (MVA)
5,5
Tensão nominal (kW)
6.9
Tabela 3 – Especificações dos equipamentos usados na BGEE
A tecnologia empregada no Projeto BGEE é bem utilizada no setor. A turbina Francis (Figura 2) é a
mais amplamente utilizada entre as hidroturbinas. Essa turbina é um tipo de turbina de reator hidráulico, na
qual o fluxo sai das pás turbina na direção radial. As turbinas Francis são comuns na geração de energia e são
utilizadas em aplicações onde há disponibilidade de altas vazões a uma altura manométrica média. A água
entra na turbina através de uma carcaça com voluta, e é direcionada para as pás através de comportas de
retenção. Então, a água com baixo momento deixa a turbina através de um tubo de retirada. No modelo, a
vazão de água é fornecida por uma bomba centrífuga de velocidade variável. Aplica-se uma carga à turbina
através de um freio magnético, e o torque é medido observando-se a deflexão de molas calibradas. O
desempenho é calculado comparando-se a energia de saída com a energia fornecida.
O equipamento e a tecnologia utilizados no Projeto BGEE foram aplicados de forma bem-sucedida em
projetos semelhantes no Brasil e no mundo (Tabela 3).
Existe também uma turbina menor de 0,2 MW (2 x 4,5 MW + 1 x 0,2 MW = 9,2 MW). É uma turbina
submersa localizada na base da barragem, síncrona, e manufaturada pela Rischbieter Engenharia e Comércio
e a WEG.
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A licença de operação atual (LO No 0434/2005-DL), emitido em 19 de Janeiro de 2005 pela Agência
do Meio Ambiente do Estado do Rio Grande do Sul, Fepam-RS, válido até 18 de dezembro de 2008, que
autoriza a operação da pequena central hidrelétrica com capacidade instalada de 9,20 MW.
A.4.1.
Local da atividade do projeto
A.4.1.1.
País do local do projeto (parte[s]):
Brasil.
A.4.1.2.
Região/estado/província etc.:
Estado do Rio Grande do Sul (sul do Brasil).
A.4.1.3.
Cidade/município/comunidade etc.:
Erval Seco.
A.4.1.4. Detalhes da localização física, inclusive as informações que permitirão a identificação única
desta atividade de projeto:
O projeto fica no sul do Brasil, estado do Rio Grande do Sul, município de Erval Seco (coordenadas:
latitude sul 27º33’ / longitude oeste 53º34, Figura 3, Figura 4 e Figura 5).
Figura 3- Localização da Usina. (Fonte: BGEE).
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Figura 4 - Divisão política do Brasil mostrando o estado do Rio Grande do Sul e a cidade de Erval Seco.
(Fontes: http://www.citybrazil.com.br/).
Figura 5 – Localização da Usina. (Fonte: BGEE).
O projeto utiliza o potencial hídrico do rio Guarita, que faz parte da bacia do rio Uruguai (Figura 6).
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Figura 6 – Principais bacias hidrográficas brasileiras. O projeto está localizado na bacia do rio Uruguai,
mostrada em amarelo (Fonte: http://www.portalbrasil.net/)
A.4.2.
Tipo e categoria(s) e tecnologia da atividade de projeto:
Escopo Setorial: Indústria Energética (renovável - / fontes não renováveis).
Atividade de Projeto de Pequena Escala.
Tipo 1: Projetos de energia renovável.
Categoria I.D.: Geração de energia renovável para uma rede.
O BGEE utiliza o potencial hídrico renovável do rio Guarita para fornecer eletricidade para um sistema
de distribuição (rede brasileira interligada sul/sudeste/centro-oeste) e tem capacidade instalada de 9,2 MW
(abaixo do limite de elegibilidade de 15 MW para projetos de pequena escala
A.4.3.
Declaração sucinta sobre como as emissões antropogênicas dos gases de efeito estufa (GEEs)
pelas fontes deverão ser reduzidas pela atividade de projeto de MDL proposta:
O BGEE, um projeto de geração de energia livre de gases de efeito estufa (GEEs) propiciará reduções
nas emissões de GEEs ao substituir a geração em plantas térmicas a combustível fóssil, que, de outro modo,
estariam alimentando a rede interligada.
Kartha et al. (2002) afirmaram que "a questão central do desafio da linha de base para projetos de
eletricidade reside claramente em se calcular a 'geração evitada', ou seja, o que ocorreria sem o MDL ou outro
projeto de mitigação de GEEs. A questão fundamental é se a geração evitada está na "margem de construção"
(ou seja, substituir uma instalação que teria, de outra forma, sido construída) e/ou na "margem de operação"
(ou seja, que afeta a operação de usinas atuais ou futuras)."
Para o BGEE, o fator de emissão da linha de base é calculado como uma margem combinada,
consistindo da margem de operação e da margem de construção. Para fins de determinação dos fatores de
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emissão "margem de construção" e "margem operacional", um sistema elétrico de projeto é definido como
sendo a extensão espacial das usinas que pode ser despachado sem restrições significativas na transmissão.
De modo semelhante, um sistema elétrico interligado é definido como sendo um sistema elétrico que é
conectado por linhas de transmissão ao projeto, no qual as usinas podem ser despachadas sem restrições
significativas na transmissão.
A.4.4.
Financiamento público para a atividade de projeto:
Não há financiamento público envolvido neste projeto.
A.4.5.
Confirmação de que a atividade de projeto de pequena escala não é um componente retirado
de uma atividade de projeto maior:
O Projeto BGEE não faz parte de uma atividade de projeto maior.
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B.
Metodologia de linha de base
B.1.
Título e referência da categoria do projeto aplicável à atividade do projeto:
AMS tipo I, projetos de energia renovável; categoria I.D – geração de energia renovável para a rede.
B.2.
Categoria de projeto aplicável à atividade do projeto:
Escopo 1, Indústria Energética (renovável - / fontes não renováveis).
B.3.
Descrição de como as emissões de GEEs pelas fontes são reduzidas para abaixo daquelas que
teriam ocorrido na ausência da atividade de projeto de MDL proposta:
O projeto cumpre todos o requisitos da adicionalidade (veja a aplicação da “ferramenta para
demonstração e assessoria de adicionalidade”, doravante denominada simplesmente como “ferramenta de
adicionalidade”) demonstrando o que ocorreria na ausência do MDL.
A “ferramenta de adicionalidade” deve ser aplicada para descrever como as emissões antropogênicas
de GEE são reduzidas em um nível abaixo do que ocorreria na ausência do Projeto BGEE. A “ferramenta de
adicionalidade” fornece um esquema passo a passo para a demonstração e avaliação da adicionalidade. Esses
passos, numerados de 0 a 5, incluem:
0. Triagem Preliminar
1. Identificação de alternativas para a atividade do projeto
2. Análise de Investimento E/OU
3. Análise de Barreiras
4. Análise de Prática Comum
5. Impacto de registro MDL.
A aplicação da ferramenta de adicionalidade para o projeto BGEE segue:
Passo 0. Triagem preliminar com base na data inicial da atividade de projeto:
(a) A data de início da atividade de projeto ocorreu em janeiro de 2003 quando o projeto BGEE iniciou
sua fase de construção. O "start-up" ocorreu em 31 de dezembro de 2003, quando a fase de construção foi
concluída. A empresa BT Geradora de Energia Elétrica S.A. foi fundada em janeiro de 2003. Para confirmar
que a data de início da atividade de projeto de MDL está entre os períodos pré-determinados, há resoluções
assinadas pela ANEEL, balanços e outros registros, disponíveis mediante solicitação.
(b) O patrocinador do projeto tem um histórico de avaliação do potencial do mercado de carbono. O
sócio do projeto Rischbieter Engenharia Indústria e Comércio Ltda. analisa o potencial dos Créditos de
Carbono desde 2001, quando tentou vender outra oportunidade de projeto chamada Porto Belo para investir
os recursos no BGEE. Essa transação do projeto incluía a oportunidade de usar RCE no projeto, i.e., o
desenvolvedor da PCH Ferradura já estava ciente dos benefícios de RCEs em 2001, e usou a mesma estrutura
para desenvolver a BT em 2003. Isso significa que a companhia sempre considerou o impacto financeiro
positivo dos créditos no projeto. Uma indicação da consideração de RCEs antes do inicio do projeto é uma
minuta de uma reunião dos acionistas que ocorreu em 2002.(Figura 7)
Apesar de que incertezas enormes foram apresentadas na época, como por exemplo a entrada em vigor
do Protocolo, o tamanho do mercado/preço dos RCEs, a falta de linhas de base/metodologias de
monitoramento, o passo lento da regulação de MDL, entre outros, os proprietários do projeto assumiram o
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risco e consideraram seriamente o incentivo para o MDL na decisão de prosseguir com a atividade de
projeto.
Figura 7– Minuta da reunião mencionando a consideração do MDL para proceder com a atividade de projeto.
Passo 1. Identificação de alternativas à atividade de projeto de acordo com as leis e normas
vigentes.
Sub-passo 1a. Definir alternativas à atividade de projeto:
A alternativa à atividade de projeto é a continuidade da situação atual, com o investimento do capital
excedente no mercado financeiro.
Sub-passo 1b. Cumprimento das leis e normas aplicáveis.
2. Não se aplica.
3. Não se aplica.
4. Não se aplica. Tanto a atividade de projeto como o cenário alternativo cumprem todas as normas.
Passo 3. Análise de barreiras
3.a. Identificar barreiras que impediriam a implementação do tipo de atividade de projeto
proposta
As barreiras consideradas são as seguintes:
•
falta de fontes de investimento para financiar o setor privado no país, e os altos custos das
alternativas disponíveis, conforme indicado pelo investimento não alavancado do projeto;
•
impacto da regulação do setor energético, uma vez que ainda é regulado, e a criação do PROINFA
indicam que, sem um apoio específico, as fontes renováveis e os pequenos projetos não seriam
implementados;
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•
uma vez que os projetos não estão acessando a oportunidade, benefícios e incentivos do
PROINFA, eles competem no mercado com outros projetos e oportunidades, vendendo energia a
outras empresas.
Para lidar com a análise de barreiras, apresentamos inicialmente uma sucinta visão geral do mercado de
eletricidade brasileiro nos últimos anos.
Até o início da década de 90, o setor energético era composto quase que exclusivamente por estatais. A
partir de 1995, devido a um aumento das taxas de juros internacionais e da deficiência de capacidade de
investimento do Estado, o governo foi obrigado a procurar alternativas. A solução recomendada foi iniciar um
processo de privatização e de desregulação do mercado.
Os quatro pilares do processo de privatização iniciado em 1995 foram:
•
Construir um ambiente propício à competição, com a eliminação gradual da figura do cliente
cativo. A opção de poder escolher um fornecedor de serviços de eletricidade, que começou em
1998 para os grandes consumidores, e que deveria estar disponibilizada para todo o mercado até
2006;
•
Desmantelamento dos monopólios estatais, separando e privatizando as atividades de geração,
transmissão e distribuição;
•
Liberdade de acesso às linhas de transmissão, e
•
Transferência das responsabilidades de operação e planejamento para o setor privado.
Ao mesmo tempo, foram criadas três entidades: a ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica),
criada para desenvolver a legislação e regular o mercado; o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico),
para supervisionar e controlar a geração, transmissão e operação; e o MAE (Mercado Atacadista de Energia
Elétrica), para definir as regras e os procedimentos comerciais do mercado de curto prazo.
No final de 2000, após cinco anos do processo de privatização, os resultados foram modestos Figura 8).
Apesar da expectativa elevada, os investimentos na nova geração não acompanharam o aumento no consumo.
O descolamento entre o PIB (aumento médio no período de 1980 a 2000) e o aumento no consumo de
eletricidade (aumento médio de 5% no mesmo período) é bem conhecido nos países desenvolvidos,
especialmente devido à ampliação dos serviços de fornecimento para novas áreas e à crescente infra-estrutura.
Foram tomadas as medidas necessárias para evitar gargalos nos serviços. Elas incluem um aumento na
capacidade de geração maior que a taxa de crescimento do PIB, e pesados investimentos em eficiência
energética. No caso do Brasil, o aumento da capacidade instalada de geração (média de 4% no mesmo
período) não acompanhou o crescimento no consumo, conforme pode ser visto na Figura 9.
Public
Pública
100%
80%
Privatizada
Privatized
19.3
2.7
61
60%
40%
Private
Privada
100.0
78.0
2.4
36.6
20%
0%
Generation
Geração
Transmission
Transmissão
Distribution
Distribuição
Figura 8 - Participação do capital privado no mercado de eletricidade brasileiro em dezembro de 2000
(Fonte: BNDES, 2000)
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Sem capacidade instalada nova, as únicas alternativas eram melhorar a eficiência energética ou
aumentar a utilização da capacidade (fator de capacidade). Com relação à eficiência energética, o governo
criou, em 1985, o PROCEL (Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica).
280%
GDP
PIB
260%
Installed
Capacity
Capacidade
Instalada
240%
Consumo
Consumption
220%
200%
180%
160%
140%
120%
100%
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
1980
80%
Figura 9 - Variação cumulativa do PIB, fornecimento (capacidade instalada) e demanda de eletricidade
(consumo) (Fonte: Eletrobrás, http://www.eletrobras.gov.br; IBGE, http://www.ibge.gov.br/)
A outra alternativa (aumentar ao fator de capacidade de usinas antigas) foi a mais utilizada, como
podemos ver na Figura 10. Para entender se este aumento no fator de capacidade trouxe conseqüências
positivas ou negativas, precisamos analisar a disponibilidade e o preço dos combustíveis. No modelo de
eletricidade brasileiro, a principal fonte de energia é a água acumulada nos reservatórios. A Figura 11 mostra
o que ocorreu com os níveis de "energia armazenada" nos reservatórios entre janeiro de 1977 e janeiro de
2002. Pode-se ver que os reservatórios, projetados para resistir a 5 anos de estações com menos chuvas que a
média, quase entraram em colapso após uma única estação com pouca precipitação pluviométrica (2000/2001
teve 74% da média histórica de precipitação pluviométrica). Essa situação ilustra uma utilização muito
intensiva dos recursos hídricos do país para poder suportar o aumento da demanda sem aumentar a capacidade
instalada. Com a situação descrita, não havia solução de longo prazo para os problemas que, no final,
causaram as interrupções e o racionamento em 2001.
55%
Fator de capacidade do sistema interligado
Interconnected System Capacity Factor
50%
45%
40%
35%
30%
Figura 10- - Evolução da taxa da energia gerada em relação à capacidade instalada
(Fonte: Eletrobrás, http://www.eletrobras.gov.br/).
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Stored Energy, i. e., Reservoir Level (% max, Source: ONS)
Energia armazenada, ou seja: nível do reservatório (% do máx. Fonte: ONS)
100
90
SE-M W
NE
80
70
60
50
40
30
20
10
EN A (96/97)= 119%
EN A (97/98)= 96%
EN A (98/99)= 103%
EN A (99/00)= 108%
EN A (00/01)= 74%
Jan-02
Oct-01
Jul-01
Apr-01
Jan-01
Oct-00
Jul-00
Apr-00
Jan-00
Oct-99
Jul-99
Apr-99
Jan-99
Oct-98
Jul-98
Apr-98
Jan-98
Oct-97
Jul-97
Apr-97
Jan-97
0
Figura 11 - Evolução da capacidade armazenada de água nos subsistemas interligados do Sudeste/Centro-Oeste
(SE-CO) e do Nordeste (NE) e a intensidade da precipitação na estação chuvosa (ENA) na região sudeste
comparada com a média histórica (Fonte: ONS, http://www.ons.org.br/)
Consciente das dificuldades desde fins da década de 90, o governo brasileiro sinalizou que era
estrategicamente importante para o país aumentar a geração termelétrica e, conseqüentemente, ser menos
dependente da energia hidrelétrica. Considerando isso, o governo federal lançou, no início de 2000, o PPT
(Plano Prioritário de Termelétricas), Decreto Federal 3,371 de 24 de fevereiro de 2000 e a Portaria 43 do
Ministério das Minas e Energia de 25 de fevereiro de 2000), planejando originalmente a construção de 47
usinas termelétricas utilizando o gás natural boliviano, totalizando 17.500 MW de capacidade instalada nova
até dezembro de 2003. Durante 2001 e início de 2002, o plano foi reduzido de modo a contemplar 40 usinas e
13.637 MW a serem instalados até dezembro de 2004 (Art. 29 da Lei Federal 10.438 de 26 de abril 2002).
Em dezembro de 2004 havia 20 plantas em operação, totalizando aproximadamente 9.700 MW.
Durante o racionamento de 2001, o governo também lançou o Programa Emergencial de Energia, com
a meta de curto prazo de construir 58 usinas térmicas pequenas a médias até fins de 2002 (utilizando
principalmente óleo diesel, 76,9 %, e óleo combustível residual, 21,1 %), totalizando 2.150 MW de
capacidade energética (CGE-CBEE, 2002).
Está claro que a energia hidrelétrica é e continuará sendo a principal fonte para a eletricidade de base
no Brasil. Porém, a maioria dos - se não todos os - recursos hídricos no sul e sudeste do país foram
explorados, e a maioria das reservas restantes fica na bacia do Amazonas, distante dos centros industriais e
populacionais (OCDE, 2001). Está claro que as novas adições ao setor de energia elétrica do Brasil estão
mudando de hidrelétricas para usinas a gás natural (Schaeffer et al., 2000). Com as descobertas de vastas
reservas de gás natural na Bacia de Santos em 2003, a política de utilizar gás natural para gerar eletricidade
continua sendo uma possibilidade e continuará a gerar interesse de investidores da iniciativa privada no setor
energético brasileiro.
No poder desde janeiro de 2003, o governo recém-eleito decidiu rever totalmente o marco institucional
do mercado de eletricidade. Um novo modelo para o setor elétrico foi aprovado pelo Congresso em março de
2004. O novo marco regulatório para o setor elétrico tem as seguintes características-chave (OCDE, 2005):
•
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A demanda de eletricidade e o fornecimento serão coordenados por uma demanda em "pool" a
ser estimada pelas companhias distribuidoras, que terão que contratar 100% da sua demanda
projetada de eletricidade durante os 3 a 5 anos seguintes. Essas projeções serão enviadas a uma
nova instituição denominada Empresa de Planejamento Energético - EPE, que estimará a
expansão necessária na capacidade de fornecimento a ser vendida às companhias de distribuição
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através do "pool". O preço pelo qual a eletricidade será negociada através do "pool" é uma média
de todos os preços contratados para longo prazo, e será o mesmo para todas as companhias de
distribuição.
•
Paralelamente aos contratos de pool "regulados" de longo prazo, existirá um mercado "livre".
Embora, no futuro, será exigido que os grandes consumidores (acima de 10 MW) forneçam às
companhias de distribuição um aviso de 3 anos se desejarem mudar do "pool" para mercado livre
e um aviso de 5 anos para os que mudarem na direção oposta, visualiza-se um período de
transição, no qual essas condições serão mais flexíveis. Se a demanda real se apresentar maior
que a projetada, as companhias de distribuição terão que comprar eletricidade no mercado livre.
No caso oposto, terão que vender o fornecimento em excesso no mercado livre. As companhias
de distribuição conseguirão repassar para os consumidores finais a diferença entre os custos da
eletricidade comprada no mercado livre e através do "pool", se a discrepância entre a demanda
projetada e real ficar abaixo de 5%. Se ficar acima desse limite, a companhia de distribuição
arcará com os custos em excesso.
•
O governo optou por uma configuração institucional mais centralizada, reforçando o papel do
Ministério de Minas e Energia no planejamento de longo prazo. A EPE apresentará ao Ministério
o seu portfólio de tecnologias desejadas e uma lista dos projetos estratégicos e não estratégicos.
Por sua vez, o Ministério apresentará essa lista de projetos ao CNPE (Conselho Nacional de
Política Energética). Depois de aprovados pelo CNPE, os projetos estratégicos serão leiloados,
com base em prioridades, através do "pool". As companhias podem substituir os projetos não
estratégicos propostos pela EPE, se suas propostas oferecerem a mesma capacidade por uma
tarifa mais baixa. Outra nova instituição é o CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor
Elétrico), que irá monitorar as tendências da demanda e fornecimento de energia elétrica. Se
forem identificados problemas, o CMSE irá propor medidas corretivas para evitar escassez de
energia, como condições especiais de preço para os novos projetos e reserva da capacidade de
geração. Esse comitê ficará no âmbito do Ministério de Minas e Energia e será presidido por ele.
Não se espera outras grandes privatizações neste setor.
Embora o novo modelo reduza o risco de mercado, sua capacidade de incentivar o investimento
privado no setor elétrico dependerá de como o novo marco regulatório será implementado. Destacam-se
diversos desafios em relação a esse ponto. Primeiro, o risco de falha regulatória, que pode ocorrer em razão
do governo desempenhar um papel significativo no planejamento de longo prazo, deve ser evitado previnindo
contra interferências políticas na nova instituição. Em segundo lugar, será necessário conceber regras para a
transição do modelo atual para o novo, para permitir que os atuais investimentos sejam adequadamente
remunerados. Em terceiro lugar, em razão de seu pequeno tamanho, a volatilidade dos preços pode aumentar
no mercado de eletricidade de curto prazo, ocasionando, por sua vez, maior risco do investimento, embora
esse risco venha a ser atenuado pela presença de grandes consumidores. A alta participação da energia
hidrelétrica no mix energia do Brasil e a incerteza sobre a precipitação pluviométrica também contribuem
para uma maior volatilidade do mercado de eletricidade de curto prazo. Em quarto lugar, embora o novo
modelo vá exigir uma separação total entre a geração e a distribuição, as normas para repartir as companhias
integradas verticalmente ainda têm que ser definidas. Atualmente é permitido que as companhias de
distribuição comprem até 30% de sua eletricidade das próprias subsidiárias (autonegociação). Por fim, a
política do governo para o setor de gás natural precisa ser definida dentro de uma estrutura setorial específica.
Barreiras para os investimentos (Financiamento de longo prazo)
Para analisar com exatidão o ambiente de investimentos no Brasil, deve-se considerar a taxa
preferencial de juros brasileira, conhecida como taxa SELIC, além do CDI – Certificado de Depósito
Interbancário, que é a medida do valor no mercado de crédito de curto prazo. As taxas de juros do Real têm se
mantido em um patamar extraordinariamente alto, desde que o plano Real estabilizou a inflação em 1994.
Como conseqüência do longo período de inflação, a moeda brasileira apresentou uma alta volatilidade
aliada a uma forte desvalorização, impedindo efetivamente que os bancos comerciais fornecessem
financiamento de dívida de longo prazo às companhias locais. A inexistência de um mercado de dívida de
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longo prazo teve um grande impacto negativo no financiamento de projetos de energia no Brasil. As taxas de
juros do Real têm se mantido em um patamar extraordinariamente alto, desde que o plano Real estabilizou a
inflação em 1994.
As taxas de juros dos financiamentos na moeda local são significativamente mais altas do que as taxas
em dólar norte-americano. O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES é o único
fornecedor de empréstimos de longo prazo. O financiamento de dívidas do BNDES é realizado
principalmente através dos bancos comerciais. O mercado de crédito é dominado por vencimentos mais curtos
(de 90 dias a 01 ano) e as linhas de crédito de longo prazo estão disponíveis somente para os tomadores de
empréstimo corporativos mais fortes e para iniciativas especiais do governo. O crédito fica restrito ao curto
prazo no Brasil ou ao longo prazo em dólares no exterior.
Os mercados financeiros internos com vencimento de um ano ou mais praticamente não existem no
Brasil. A experiência tem demonstrado que em momentos de tensão financeira a duração dos instrumentos de
poupança contratados cai a níveis próximos a um dia, com uma grande concentração em depósitos bancários
overnight. Os poupadores não entram em contratos financeiros de longo prazo, em razão da incapacidade de
determinar o preço da incerteza envolvida na preservação do valor do poder de compra (Arida et al., 2004).
A falta de financiamentos de longo prazo locais decorre da relutância dos credores e poupadores em
aumentar o prazo dos seus investimentos. Faz os poupadores optarem pelos investimentos mais líquidos e
colocarem seu dinheiro em títulos de curto prazo do governo, em vez de investirem em oportunidades de
longo prazo que poderiam financiar projetos de infra-estrutura.
O título com maior liquidez do governo é o LFT (títulos de taxa flutuante com base na taxa de
referência diária do Banco Central). A partir de janeiro de 2004, 51,1% da dívida interna federal estava em
LFTs e tinha duração de um dia. Essa taxa do título é quase igual à taxa do CDI - Certificado de Depósito
Interbancário, que é influenciada pela taxa SELIC, definida pelo COPOM3.
A taxa SELIC tem apresentado alta volatilidade, variando de um mínimo de 15% a.a. em janeiro de
2001 a um máximo de 45% a.a. em março de 1999 (Figura 12).
Brazilian Interest Rate Levels
% SELIC Rate
Taxa Selic
(anual)
(p.a.)
Taxa de juros no Brasil
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
4
n-0
Ju
3
c -0
De
3
n-0
Ju
2
c -0
De
2
n-0
Ju
1
c -0
De
1
n-0
Ju
0
c -0
De
0
n-0
Ju
9
c -9
De
9
n-9
Ju
8
c -9
De
8
n-9
Ju
7
c -9
De
7
n-9
Ju
6
c -9
De
6
n-9
Ju
Anos Years
Figura 12- Taxa SELIC (Fonte: Banco Central do Brasil, http:/www.bcb.gov.br/)
A única alternativa viável para os desenvolvedores de projeto no Brasil seria o Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). Entretanto, a BGEE não teve acesso às linhas de crédito do
BNDES. Os patrocinadores, procurando oportunidades dentro do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo,
3
COPOM – Comitê de Política Monetária
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financiaram totalmente o projeto com base no patrimônio líquido (capital próprio). Assim, a falta de
alternativas de financiamento é uma barreira para o projeto.
A BGEE construiu a usina e precisou contar com os recursos dos seus próprios acionistas. Os
acionistas forneceram o financiamento e, como resultado, a estrutura de capital do projeto é 100% própria.
Em 2001 os desenvolvedores tentaram conseguir um financiamento com um banco de desenvolvimento local
(BRDE) e seu pedido foi recusado pelo banco. Isto significa que os desenvolvedores encontraram uma grande
barreira para conseguir o financiamento de longo prazo para o projeto e não puderam desenvolver o projeto
naquele momento (documento abaixo).
Barreira para os investimentos (CMPC)
Como descrito acima, o acesso ao financiamento de longo prazo para projetos de energia renovável é
difícil. A seguir se apresenta uma análise específica que demonstra que o alto custo do capital é uma barreira
para os projetos que serão desenvolvidos com base em capital próprio.
A taxa usada para descontar o fluxo de caixa do negócio é também conhecida como custo médio
ponderado de capital (CMPC) e converte o fluxo de caixa futuro em um valor presente para todos os
investidores, considerando que tanto credores como acionistas esperam obter retorno em relação ao custo de
oportunidade de investir recursos em um negócio específico, em vez de investir esses recursos em outro
negócio de risco equivalente.
O princípio básico que deve ser seguido para calcular o CMPC é consistência com o método de
valorização e com a definição de fluxo de caixa descontado. A fórmula usada para estimar o CMPC da
companhia após as taxas é:
CMPC = [(Kd x (1-t) x Pd)+(Ke x (1-Pd))]
Onde:
CMPC = Custo médio ponderado de capital
Kd = Custo da dívida (capital de terceiros)
t = IRPJ marginal
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Pd = Dívida como percentagem da capitalização total
Ke = Custo do capital próprio
Considerando que o projeto BGEE foi financiado somente com capital de patrocinador, o modelo não
alavancado é usado para calcular o CMPC da empresa. Portanto, o custo da dívida é relevante para nossa
análise e Kd é definido como zero.
Os mercados de capital próprio no Brasil relativamente não possuem liquidez e são concentrados.
Portanto, para estimar o custo do capital próprio (Ke), foram usados os parâmetros observados nos mercados
financeiros globais, permitindo a aplicação do modelo CAPM ["CAPM" é abreviação do inglês "Capital
Asset Pricing Model", "modelo de determinação do preço dos ativos fixos"]. Partindo dessas premissas, o
custo do capital no Brasil deve estar próximo a um custo global de capital ajustado para a inflação e a
estrutura de capital locais. Deve-se observar que para o cálculo do diferencial de inflação foi usada uma
estimativa da diferença composta entre a taxa de inflação local e a taxa de inflação norte-americana durante
dez anos. Também para fins de cálculo foi usado um Beta que mede o risco sistêmico de capital próprio
dentro do setor da companhia, típico do setor de serviços ambientais. Assim, para calcular o custo de capital
próprio da BGEE foram usados os seguintes parâmetros (Copeland et al., 2000):
Custo de capital próprio: BT Geradora de Energia Elétrica S.A.
Rentabilidade do título soberano brasileiro denominado em euros
Mais
15% a.a.
Prêmio de risco de crédito do BB em relação aos títulos de renda fixa do Tesouro
dos EUA para 10 anos
Menos
4% a.a.
Diferença entre as inflações norte-americana e brasileira durante 10 anos
Mais
6% a.a.
Prêmio do risco de capital próprio no mercado internacional
Mais
5% a.a.
Menos
2% a.a.
Ajuste de risco de capital próprio do mercado com Beta de 0,4
20% a.a.
Custo de capital próprio com o risco Brasil
Tabela 4- Parametros para cálculo de custo de capital próprio da BGEE
Aplicando Ke = 20% na fórmula a seguir:
CMPC = [(Não aplicável x 0%) + (20% a.a. x 100%)] = 20% a.a.
Custo Médio Ponderado de Capital da BGEE é igual a 20% a.a. Portanto, o CMPC alto é uma
barreira para os investimentos em projetos de energia renovável, como o BGEE que possui uma IRR
(“Internal Rate of Return” - taxa de retorno interna) de 19,61% a.a. Esse valor foi obtido através de uma
análise do fluxo de caixa livre realizada pelos desenvolvedores do projeto, que está disponível mediante
solicitação.
A taxa SELIC usada foi 19.75%, que era a taxa corrente em Julho de 2005, que iniciou 2003 no nível
de 24.90%. Isso significa que a taxa está (e estava durante a construção da planta em 2003) em um nível mais
alto que a IRR esperada do projeto.
Além disso, a IRR de 19.61% é uma estimativa projetada para um período de 10 anos, uma vez que a o
retorno sobre o investimento real do projeto foi de 11.94% em 2004 (Lucro liquido of R$1.99 milhões sobre
um investimento de R$16.65 milhões).
Usando os dados disponíveis no momento em que a decisão foi tomada teve como resultado uma IRR
esperada de 19.61% ao ano, que estava abaixo da taxa SELIC no momento (hoje ainda está) e a taxa de
CMPC. Apesar de que incertezas enormes foram apresentadas na época, como por exemplo a entrada em
vigor do Protocolo, o tamanho do mercado/preço dos RCEs, a falta de linhas de base/metodologias de
monitoramento, o passo lento da regulação de MDL, entre outros, os proprietários do projeto assumiram o
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risco e consideraram seriamente o incentivo para o MDL (receitas provenientes da venda de RCEs, que
aumentariam a IRR do projeto em cerca de 22%) na decisão de prosseguir com a atividade de projeto.
Barreira institucional
Como descrito acima, desde 1995 as políticas do mercado de eletricidade estão em permanente
alteração no Brasil. Um número excessivo de leis e normas foi criado para tentar organizar e fornecer
incentivos para os novos investimentos no setor energético. Os resultados dessa instabilidade regulatória
foram contrários ao que se tentava alcançar. Durante o período de racionamento os preços de eletricidade
ultrapassaram R$ 600/MWh (cerca de US$ 200/MWh) e o preço marginal projetado para a nova energia
chegou em níveis de R$ 120 a 150/MWh (cerca de US$ 45). No meio de 2004 o preço médio estava abaixo de
R$ 50/MWh (menos de US$ 20/MWh). Esta relativa alta volatilidade do preço da eletricidade no Brasil,
apesar de curto prazo, contribui para dificultar a naálise do mercado pelos desenvolvedores.
Prática vigente de negócios
A prática vigente de negócios no Brasil, no que diz respeito à obtenção de financiamento e garantias
financeiras para o projeto, é uma barreira para os investimentos em projetos de energia renovável no país. Um
indicativo dessa barreira é exemplificado pelo programa chamado PCH-COM. Em 2001, a Eletrobrás, em
parceria com o BNDES, lançou o programa PCH-COM, que tinha como principal objetivo apoiar e incentivar
a construção de pequenas hidrelétricas. Esse programa consistiu no financiamento do projeto pelo BNDES e
na comercialização de energia elétrica pela Eletrobrás. A operação do programa consistiu na análise do
projeto pelo BNDES e pela Eletrobrás. No caso de aprovação do projeto, dois contratos seriam assinados: o
do financiamento com o BNDES e o CCEE (Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica) com a
Eletrobrás. O programa não obteve êxito em razão das garantias exigidas e das cláusulas dos contratos e,
embora a BGEE desejasse participar do programa, não pôde atender aos requisitos, garantias, segurosdesempenho e políticas de seguros do BNDES, que não eram compatíveis com a estrutura de capital próprio
de acionistas.
Depois disso, o governo criou em 2002 o programa PROINFA, que prevê aumento da participação na
geração de energia renovável pela adição de capacidade instalada de 3.300 MW de energia eólica, biomassa e
hidrelétricas pequenas, oferecendo contratos de longo prazo em condições especiais, custos de transmissão
mais baixos e taxas de juros menores que dos bancos de desenvolvimento locais. A BGEE não está avaliando
o PROINFA e o programa ainda não está totalmente comprovado.
Sub-passo 3b. Mostrar que as barreiras identificadas não evitariam a implementação de pelo
menos uma das alternativas:
Como descrito acima, a principal alternativa para a atividade do projeto é continuar na mesma situação.
O patrocinador do projeto poderia investir seus recursos em diferentes investimentos do mercado financeiro.
Assim, as barreiras acima não afetariam o investimento em outras oportunidades. Pelo contrário, as taxas de
juros brasileiras, que constituem uma barreira para a atividade do projeto, passariam a ser uma alternativa
viável de investimento
Passo 4. Análise da prática comum:
Um dos pontos que deve ser considerado na análise de investimento em um projeto de pequena
hidrelétrica é a possibilidade de participar do Programa PROINFA do Governo Federal. Embora alguns
projetos tenham iniciado a construção independentemente do PROINFA, o programa é considerado uma das
alternativas de financiamento mais viáveis para esses projetos, que fornecerão CCEEs de longo prazo e
condições especiais de financiamento. A BGEE não participa do programa e está lidando com o risco do
mercado à medida que estrutura seus projetos.
Tanto o processo de negociação de um CCEE com as companhias de serviços públicos como a
obtenção de financiamento do BNDES têm sido muito difíceis. O BNDES também exige garantias excessivas
para fornecer financiamento. Outros riscos e barreiras estão relacionados a questões técnicas e operacionais
associadas com pequenas hidrelétricas, incluindo a capacidade de cumprirem o contrato CCEE e as possíveis
multas por não cumprimento do contrato.
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Independentemente dos riscos e barreiras mencionados acima, a principal razão do reduzido número de
atividades de projetos semelhantes é o custo econômico. A viabilidade do projeto exige um contrato CCEE
com uma empresa de serviços públicos, mas essas companhias não têm incentivos ou motivação para comprar
a eletricidade gerada por projetos de pequena hidrelétrica.
Em virtude das razões mencionadas acima, somente 1,3% da capacidade instalada provém de fontes de
pequenas hidrelétricas (1,2 GW de um total de 88,7 GW). Além disso, dos 6.934 MW em construção no país,
somente 403 MW são de pequenas hidrelétricas. Em 2004, somente 9 projetos de pequenas hidrelétricas, um
total de apenas 5,22 MW, foram autorizados pela agência regulatória4. Muitos outros projetos ainda se
encontram em desenvolvimento, esperando melhores oportunidades de investimento. A maioria dos
desenvolvedores que financiou seus projetos fora do PROINFA considerou o MDL como um fator decisivo
para a conclusão dos seus projetos. Assim, segundo nosso conhecimento, a vasta maioria dos projetos
semelhantes que está sendo desenvolvida no país participa do programa PROINFA e, os que não participam,
estão no MDL. Além disso, o governo brasileiro declarou que os projetos no âmbito do programa PROINFA
serão também elegíveis para participação no MDL. A legislação que criou o PROINFA levou em
consideração possíveis receitas do MDL para prosseguir com o programa.
Passo 5. Impacto do registro de MDL
De acordo com a legislação brasileira,5 pequenas hidrelétricas são hidrelétricas com capacidade
instalada de mais de 1 MW e de até 30 MW e com área de reservatório menor que 3 km². Em geral, consistem
em uma hidrelétrica de fio d'água que possui um impacto ambiental mínimo.
Esse não é o cenário de negócios usual em um país onde se dá preferência a grandes projetos
hidrelétricos e térmicos a combustível fóssil. Com o benefício financeiro proveniente das RCEs, espera-se que
outros desenvolvedores de projeto se beneficiem dessa nova fonte de receita e decidam, então, desenvolver
esses projetos. Um aumento de cerca de 100 a 200 pontos base, proveniente das RCEs se constituiria um
importante fator para a decisão de iniciar um projeto desses.
O MDL possibilitou que alguns investidores instalassem pequenas usinas hidrelétricas e vendessem
eletricidade à rede. O registro da atividade do projeto proposto terá um forte impacto na abertura de caminho
para a implementação de projetos semelhantes no Brasil.
B.4.
Descrição do limite do projeto para a atividade do projeto:
Os limites do projeto BGEE são definidos pelas emissões direcionadas ou diretamente afetadas pelas
atividades do projeto: construção e operação. Ele abrange o local geográfico e físico da fonte de geração de
energia hidrelétrica, que é representada pela bacia do rio Guarita perto da central hidrelétrica e da rede
interligada.
O Brasil é um país grande e está dividido em cinco macro-regiões geográficas: Norte, Nordeste,
Sudeste, Sul e Centro-Oeste. A maior parte da população está concentrada nas regiões Sul, Sudeste e
Nordeste. Assim, a geração de energia e, conseqüentemente, a transmissão, estão concentradas em três
subsistemas. A expansão de energia se concentrou em três áreas específicas:
4
5
•
Nordeste: A eletricidade desta região é fornecida basicamente pelo rio São Francisco. Existem
sete hidrelétricas no rio com uma capacidade total instalada de cerca de 10,5 GW.
•
Sul/Sudeste/Centro-Oeste: A maior parte da eletricidade gerada no país está concentrada neste
subsistema. Essas regiões também concentram 70% da geração do PIB no Brasil. Existem mais
de 50 hidrelétricas gerando eletricidade para este subsistema.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica (www.aneel.gov.br).
Conforme definido pela Resolução da ANEEL nº 652,9 de dezembro de 2003.
Pág. 22 de 39
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•
Norte: 80% do fornecimento da região Norte é de diesel. Entretanto, na cidade de Belém, capital
do estado do Pará, onde estão localizadas as indústrias de alumínio e mineração, a eletricidade é
fornecida por Tucuruí, a segunda maior hidrelétrica do Brasil.
Figura 13 – Sistema Interligado Brasileiro (Source: ONS, http://www.ons.org.br/)
Os limites dos subsistemas são definidos pela capacidade de transmissão. As linhas de transmissão
entre os subsistemas têm uma capacidade limitada e a troca de eletricidade entre esses subsistemas é difícil. A
falta de linhas de transmissão força a concentração da eletricidade gerada no próprio subsistema gerador.
Assim, o subsistema interligado Sul-Sudeste-Centro-Oeste da rede brasileira (Figura 13), onde a atividade do
projeto está localizada, é considerado um limite.
Parte da eletricidade consumida no país é importada de outros países. Argentina, Uruguai e Paraguai
fornecem uma parte muito pequena da eletricidade consumida no Brasil. Em 2003, cerca de 0,1% da
eletricidade foi importada desses países. Na realidade, em 2004 o Brasil exportou eletricidade para a
Argentina que atravessava um período de escassez. A energia importada de outros países não afeta o limite
do projeto nem o cálculo da linha de base.
B.5.
Detalhes da linha de base e seu desenvolvimento:
B.5.1
Especificar a linha de base da atividade do projeto proposto usando uma metodologia
especificada na categoria de projeto aplicável para atividades de projeto de MDL de
pequena escala, contidas no Apêndice B das M&P simplificados para atividades de projeto
de MDL de pequena escala:
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De acordo com as M&P simplificados para MDL de pequena escala, existem duas opções que podem
ser aplicadas na categoria de projeto selecionada.
"A linha de base é o kWh produzido pela unidade de geração renovável multiplicado por um
coeficiente de emissão (medido em kgCO2e/kWh) calculado de forma transparente e conservadora:
(a) A média da "margem de operação aproximada" e da "margem de construção", onde:
(i) A "margem de operação aproximada" é a média ponderada das emissões (em kgCO2e/kWh)
de todas as fontes de geração que atendem ao sistema, excluindo a geração solar e nuclear,
hídrica, geotérmica, eólica, de biomassa de baixo custo;
(ii) A "margem de construção" é a média ponderada das emissões (em kgCO2e/kWh) de recentes
adições de capacidade ao sistema. Essa média é calculada com base em 20% do total anual
(em MWh) da geração realizada pelas mais recentes usinas, ou com base na geração anual
total das cinco mais recentes usinas. Utiliza-se a base que representar a maior geração.
ou
(b) A média ponderada das emissões (em kgCO2e/kWh) do mix de geração atual.
A opção escolhida neste projeto é a opção (a). Essa escolha se deve ao fato de que, no Brasil, ainda que
a maior parte da energia produzida no país seja proveniente de hidrelétricas, a maioria dos investimentos de
baixo custo em hidrelétricas está esgotada. Assim, surge a possibilidade de investimentos em fontes não
renováveis, como as usinas termelétricas.
Como as usinas térmicas usam combustível fóssil, essas companhias acabam tendo custos operacionais
mais altos do que as hidrelétricas. Como resultado, é provável que sejam substituídas por qualquer
hidrelétrica adicionada à rede.
B.5.2 Data de conclusão da versão final desta seção de linha de base (DD/MM/AAAA):
21/12/2004.
B.5.3 Nome da pessoa/entidade que determina a linha de base:
Sr. Ricardo Esparta, diretor da Ecoinvest (detalhes para contato listados no Anexo I)
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C.
Duração da atividade do projeto e do período de créditos
C.1.
Duração da atividade do projeto:
C.1.1.
Data de início da atividade do projeto:
Em operação desde 31/12/2003.
C.1.2.
Tempo de vida operacional esperado da atividade do projeto:
30 anos – 0 mês.
C.2.
Escolha do período de créditos e informações relacionadas:
C.2.1.
Período de créditos renovável
C.2.1.1.
Data de início do primeiro período de créditos (DD/MM/AAAA):
01/01/2004.
C.2.1.2.
Duração do primeiro período de créditos:
7anos- 0mês.
C.2.2.
Período de créditos fixado:
C.2.2.1.
Data de início (DD/MM/AAAA):
Não se aplica
C.2.2.2.
Duração (máx. 10 anos):
Não se aplica
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D.
Metodologia de monitoração e plano
D.1.
Nome e referência da metodologia aprovada aplicada à atividade de projeto
De acordo com a opção (a) do Tipo I, Categoria D das categorias de atividades do projeto de MDL de pequena escala contidas no Apêndice B das M&P
simplificados, a monitoração deve consistir na medição da eletricidade gerada pela tecnologia renovável.
D.2.
Justificação da escolha da metodologia e porque ela se aplica à atividade do projeto:
Esse Plano de Monitoração foi escolhido conforme sugerido na opção (a) do Tipo I, Categoria D das categorias de atividades de projeto de MDL de pequena
escala contidas no Apêndice B das M&P simplificados para atividade de projeto de MDL de pequena escala e se aplica às adições de capacidade elétrica a partir de
hidrelétricas de fio d'água de pequena escala.
D.3
Dados a serem monitorados:
Número Tipo de
de
dados
identific
ação
1
Geração de
Variável dos dados Unidade Medidos (m),
Freqüência de
dos dados calculados (c) ou gravação
estimados (e)
Geração da
MWh
eletricidade
do
Eletricidade
projeto alimentada
na rede
M
Proporção dos Como os dados
dados a serem serão arquivados?
monitorados
(formato
eletrônico/
impresso)
Medição de 15
100%
minutos e gravação
mensal
Por quanto
tempo serão
mantidos os
dados
arquivados ?
Formato eletrônico Durante o
e impresso
período de
créditos e dois
anos depois
Comentário
A eletricidade alimentada
nas redes, tanto pelo projeto
(vendedor) como pelo
comprador de energia.
Medição da energia
interligada à rede e Recibo
de Vendas
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2
Fator de
emissão de
CO2
Fator de emissão
de CO2 da rede d
tCO2/MW C
h
Na validação
0%
Formato eletrônico Durante o
Os dados serão arquivados
período de
de acordo com os
créditos e dois procedimentos internos.
anos depois
3
Margem de Fator de emissão
Operação de da margem de
operação de CO2
CO2.
da rede
tCO2/MW C
h
Na validação
0%
Formato eletrônico Durante o
período de
créditos e dois
anos depois
4
Margem de
Construção
de CO2
Fator de emissão tCO2/MW C
h
da margem de
construção de CO2
da rede
Na validação
0%
Formato eletrônico Durante o
período de
créditos e dois
anos depois
D.4
Nome da pessoa/entidade que determina a metodologia de monitoração:
Sr. Ricardo Esparta, diretor da Ecoinvest (detalhes para contato listados no Anexo I)
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E.
Cálculo das reduções nas emissões de GEE por fontes
E.1
Fórmulas usadas:
E.1.1
Fórmulas selecionadas como fornecido no Apêndice B:
De acordo com as atividades da metodologia de linha de base contidas no Apêndice B das M&P
simplificados para atividades de projeto de MDL de pequena escala, como é o caso da BGEE, as reduções nas
emissões são as decorrentes da aplicação da fórmula mencionada no item B.5.1. portanto, as atuais emissões
de gases de efeito estufa da atividade do projeto são zero.
E.1.2
Descrição de fórmulas quando não fornecidas no Apêndice B:
E.1.2.1
Descrever as fórmulas usadas para estimar as emissões antropogênicas via fontes de GEEs
em razão da atividade do projeto dentro do limite do mesmo:
Não se aplica (as emissões de GEE pela atividade do projeto são zero).
E.1.2.2
Descrever as fórmulas usadas para estimar a fuga em razão da atividade do projeto, onde
necessário, para a categoria de projeto aplicável no Apêndice B das modalidades e
procedimentos simplificados para atividades de projeto de MDL de pequena escala:
Não se aplica (as emissões de GEE pela atividade do projeto são zero).
E.1.2.3
A soma de E.1.2.1 e E.1.2.2 representa as emissões da atividade do projeto:
Não se aplica (as emissões de GEE pela atividade do projeto são zero).
E.1.2.4
Descrever as fórmulas usadas para estimar as emissões antropogênicas via fontes de GEEs
na linha de base, usando a metodologia da linha de base para a categoria de projeto
aplicável no Apêndice B das modalidades e procedimentos simplificados para atividades do
projeto de MDL de pequena escala:
Conforme explicado no item B.5.1, o fator de emissão da linha de base será calculado como a média da
margem de "operação aproximada" e da "margem de construção", onde:
(b) A média da "margem de operação aproximada" e da "margem de construção", onde:
(i) O fator de emissão da "margem de operação aproximada" (EFOM,y) é a média ponderada das
emissões (em kgCO2e/MWh) de todas as fontes de geração que atendem ao sistema,
excluindo a geração hídrica, geotérmica, eólica, de biomassa de baixo custo, nuclear e solar;
Usando a notação da metodologia aprovada, (ACM0002,2004)
∑ F ⋅ COEF
=
∑ GEN
i, j, y
EFOM , y
i, j
i, j
Equação 1
j, y
j
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Onde:
∑F
•
i, j,y
é o total de combustível i (em unidade de massa ou volume) consumido por
i, j
fontes relevantes de energia j em anos(s) y,
•
COEFi , j é o coeficiente de CO2e de combustível i (tCO2e/unidade de massa ou
volume de combustível), levando em conta o potencial de emissão de dióxido de
carbono equivalente dos combustíveis usados por fontes relevantes de energia j a
oxidação percentual do combustível em ano(s) y e
∑ GEN
•
j, y
é a eletricidade (MWh) alimentada na rede via fonte j.
j
O coeficiente de CO2e COEFi é obtido como:
COEFi , j = NCVi ⋅ EFCO 2,i ⋅ OXIDi
Equação 2
Onde:
•
NCVi é o poder calorífico (conteúdo de energia) por unidade de massa ou volume de
combustível i,
•
OXIDi é o fator de oxidação do combustível i,
•
EFCO2,i é o fator de emissão de CO2e por unidade de energia do combustível i,
(ii) O fator de emissão da "margem de construção" (EFBM,y) é a média ponderada das emissões
(em kgCO2e/kWh) de recentes adições de capacidade ao sistema. Essa média é calculada
com base em 20% do total anual (em MWh) da geração realizada pelas mais recentes
usinas, ou com base na geração anual total das cinco mais recentes usinas.
∑ F ⋅ COEF
=
∑ GEN
i ,m , y
EFBM , y
i ,m
i ,m
Equação 3
m, y
m
Onde Fi,m,y, COEFi,m e GENm,y são análogos às variáveis descritas acima para a margem de
operação das usinas m (grupo de amostra m definido em (ii)), com base nas informações
mais recentes disponíveis sobre as usinas já construídas.
O fator de emissão da linha de base EFy é a média do fator da margem de operação (EFOM,y) e do fator
da margem de construção (EFBM,y).
EFy = 0.5 ⋅ EFOM , y + 0.5 ⋅ EFBM , y
Equação 4
O centro nacional de despachos (Operador Nacional do Sistema Elétrico, Centro Nacional de Operação
do Sistema, Acompanhamento Diário da Operação do Sistema Interligado Nacional, relatórios diários de 1 de
janeiro de 1001 a 31 de dezembro de 2003) forneceu os dados brutos de despacho para toda a rede interligada
brasileira. As seguintes fontes de dados foram relevantes para o cálculo da linha de base:
•
O sistema elétrico brasileira está dividiu em dois subsistemas: o Norte-Nordeste (N-NE) e o SulSudeste-Centro Oeste (S-SE-CO). Esse fato se deve à evolução histórica do sistema, que se
desenvolveu de maneira natural mais próximo ao centros de maiores consumo.
A evolução natural de ambos os sistemas está gradativamente indicando que a integração dos sistemas
está para acontecer. Em 1998, o governo brasileiro anunciou um primeiro passo para um linha de
interconexão entra S-SE-CO e N-NE. Com investimentos ao redor de US$700 milhões, a conexão tinha como
principal propósito, ao menos sob o ponto de vista do governo, ajudar a resolver os desequilíbrio energético
no pais: o e S-SE-CO poderia fornecer energia para o N-NE se necessário e vice-versa.
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No entanto, mesmo depois da interconexão ser implantada, estudos técnicos ainda dividem o sistema
brasileiro em dois. (Bosi, 2000):
“… onde o Sistema Elétrico Brasileiro é dividido em três subsistemas::
(i)
O Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste;
(ii)
O Sistema Interligado North/Nordeste Interconnected System; e
(iii)
Os Sistemas Isolados (que representam 300 lugares que são energeticamente isolados dos
sistemas interligados) ”
Adicionalmente, Bosi (2000) apresenta uma forte argumentação a favor da existência do chamado
projeto com múltiplas linhas de base:
“Para países com grande extensão territorial e com diferentes circunstâncias nas fronteiras e com redes
diferentes de transmissão instaladas nessas áreas, projeto com múltiplas linhas de base no setor de eletricidade
podem precisar serem desagregados abaixo do nível do país com o intuito de prover uma representação crível
do “que teria acontecido em outro caso”.
Finalmente, deve ser considerado que mesmo que os sistemas atualmente estão conectados, o fluxo de
energia entre N-NE e S-SE-CO é fortemente limitado pela capacidade das linhas de transmissão. Por isso,
somente uma fração do total de energia gerada em ambos os subsistemas é mandado em para um sistema ou
para outro. É natural que essa fração possa mudar sua direção e sua magnitude (respeitando a capacidade da
linha transmissão) dependendo de padrões hidrológicos, climas e outros fatores incontroláveis. Mas não é
esperado que represente uma quantia significante da demanda de eletricidade de cada subsistema. Há de ser
considerado também que somente em 2004 a interconexão entre SE e NE foi concluída, i.e., se os proponentes
do projeto forem coerentes com o banco de dados de geração que eles tem disponível quando da submissão
para validação do DCP, uma situação na qual o fluxo de energia entre os subsistemas era ainda mais restrita
deve ser considerada.
Atualmente, o sistema de eletricidade brasileiro compreende cerca de 99.9 GW de capacidade
instalada, somando um total de 1.424 empreendimentos de geração de energia. Desses, aproximadamente
70% são plantas hidrelétricas , cerca de 10% são termoelétricas a gás natural, 5,3% são plantas de diesel e
óleo combustível, 3,1% são biomassa (bagaço de cana, licor negro, resíduos de processamento de arroz e
biogás), 2% são plantas nucleares, 1,4% são plantas de carvão, e há também 8,1GW de capacidade instalada
em países vizinhos (Argentina, Uruguai, Venezuela e Paraguai) que pode despachar eletricidade para a rede
brasileira (Aneel, 2005). Essa capacidade mais recente é de fato abrangida por 6,3GW da parte paraguai da
Itaipu Binacional, uma planta hidrelétrica operada por ambos Brasil e Paraguai, mas que a energia é quase
toda mandada para a rede brasileira.
A Metodologia Aprovada de Pequena Escala I.D pede que os proponentes do projeto para contar com
“todas as fontes geradoras servindo o sistema”. Dessa maneira, ao aplicar essa metodologia, os proponentes
do projeto no Brasil devem procurar, e realizar uma pesquisa, de todas as plantas de energia servindo o
sistema brasileiro.
De fato, informação sobre essas fontes não está publicamente disponível no Brasil. O Centro de
Despacho Nacional, ONS – Operador Nacional do Sistema – argumenta que despachar informação é
estratégico para os agentes de energia e, por isso, não pode deixar essa informação disponível. Por outro lado,
a ANEEL, a agência de eletricidade, fornece informação sobre a capacidade de geração e outros aspectos
legais do setor de energia, mas nenhuma informação sobre a energia despachada pode ser obtida através dessa
entidade
Nesse contexto, proponentes de projetos procuraram por uma solução plausível com o intuito de
calcular o fator de emissão da maneira mais precisa. Como o despacho real é necessário afinal, a ONS foi
contatada, para informar aos participantes até que grau de informação detalhada poderia ser fornecida. Depois
de diversos meses de conversa, a informação do despacho diário das plantas foi disponibilizado para os anos
de 2001, 2002 e 2003.
O proponente do projeto, discutindo a razoabilidade de usar esses dados, concluiu essa era a
informação mais apropriada para ser considerada quando da determinação do fator de emissão para a rede
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brasileira. De acordo com a ANEEL, de fato, a ONS centralizou as plantas despachadas que correspondiam
por 75,547 MW da capacidade instalada em 31/12/2004, do total de 98,848.5 MW instalado no Brasil na
mesma data, o que incluir a capacidade disponíveis para os países vizinhos exportarem para o Brasil bem
como plantas de emergência, que são despachadas somente em tempos de restrição de energia no sistema. Por
isso, apesar do cálculo do fator de emissão ter sido feito sem a consideração de todas as fontes de geração que
servem o sistema, cerca de 76.4% (76.4%) da capacidade instalada servindo o Brasil. Além disso, os 23.6%
(23.6%) restantes são plantas que não tem seu despacho coordenados pela ONS, desde que: ou elas operam
com base em contratos de compra e venda de energia que não estão sob controle da centro nacional de
despachos; ou eles estão localizados em sistemas isolados que a ONS não tem acesso. Dessa maneira, não é
provável que essa parte não seja afetada por projetos de MDL, e esse é mais um motivo para não levá-las em
consideração ao determinar o fator de emissão.
A quantidade de combustível consumida por termoelétricas à combustível fóssil são aquelas coletadas
eu um pesquisa feita pela Agência de Energia Internacional (Bosi et al., 2002).
Os coeficientes de emissão para cada combustível são aqueles indicados pelo IPCC (1996).
Usando os dados mencionados acima, os número na Tabela 5 surgem dos calculus da linha de base e
da quantidade de redução de emissão ao longo do período de crédito escolhido.
Small-scale baseline (without imports)
2001
2002
2003
OM (tCO2e/MWh)
0,9474
0,9304
0,9680
Average OM (2001-2003,
tCO2e/MWh)
0,9486
OM*0.5+BM*0.5 (tCO2e/MWh)
Total generation (MWh)
260.694.158
276.731.024
295.666.969
Total = 833.092.151
BM 2003 (tCO2e/MWh)
0,0937
0,5211
Tabela 5- Cálculo de linha de base para o Sistema Interligado Brasileiro Sul-Sudeste-Centro Oeste.
E.1.2.5
A diferença entre E.1.2.4 e E.1.2.3 representa as reduções nas emissões em razão da
atividade do projeto durante um período determinado:
As reduções nas emissões via a atividade do projeto (ERy) durante um determinado ano y são o produto
do fator de emissões da linha de base (EFy, em tCO2e/MWh) multiplicado pela eletricidade fornecida pelo
projeto à rede (EGy, em MWh), como a seguir:
ERy = EFy ⋅ EG y
E.2
Equação 5
Tabela que fornece os valores obtidos na aplicação das fórmulas acima:
Considerando uma linha de base de 0,5211tCO2e/MWh, a implementação do projeto BGEE conectado
à rede elétrica interligada brasileira irá gerar uma redução de emissão média anual estimada de 24,129 tCO2e
e uma redução total estimada de 163,002 tCO2e no primeiro período de crédito de 7 anos, conforme mostrado
na Tabela 6 a seguir.
Esta estimativa é baseada na capacidade firme de 46.305 MWh oficialmente definida para o projeto.
Em 2004, a geração terminou em 34.976 MWh, o que corresponde a 18.226 tCO2e. Esta geração menor em é
resultado de uma temporada de chuvas no ano menor que a média.
A Tabela 6 indica a estimativa anual e total de reduções de emissões para o período de crédito de 21
anos (período de crédito renovável de 7 anos). Após o primeiro período renovável de 7 anos (2001-2010), o
fator de emissão calculado deverá ser recalculado e a estimativa de reduções de emissões deverá ser alterada
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para o segundo período de crédito de 7 anos (2011-2017). E novamente recalculado e ajustado para o terceiro
período de crédito renovável de 7 anos (2018-2024).
Estimativa Anual de
Ano
Estimativa Anual de
MWh Reduções de Emissões (tCO2e) Reduções de Emissões (tCO2e)
Ano 1
2004 34.976
18.226
18.226
Ano 2
2005 46.305
24.129
42.355
Ano 3
2006 46.305
24.129
66.485
Ano 4
2007 46.305
24.129
90.614
Ano 5
2008 46.305
24.129
114.744
Ano 6
2009 46.305
24.129
138.873
Ano 7
2010 46.305
24.129
163.002
Estimativa toal de reduções (tCO2e)
163.002
Período de crédito
Renovável
Primeiro período de créditos (anos)
7
Anos totais de créditos
21
Média de reduções de emissões (tCO2e)
23.286
Segundo Período de Crédito: baseado no fator de emissão do primeiro período de crédito como referência.
Ano 8
2011 46.305
24.129
187.132
Ano 9
2012 46.305
24.129
211.261
Ano 10
2013 46.305
24.129
235.391
Ano 11
2014 46.305
24.129
259.520
Ano 12
2015 46.305
24.129
283.650
Ano 13
2016 46.305
24.129
307.779
Ano 14
2017 46.305
24.129
331.909
Terceiro Período de Crédito: baseado no fator de emissão do primeiro período de crédito como referência.
Ano 15
2018 46.305
24.129
356.038
Ano 16
2019 46.305
24.129
380.167
Ano 17
2020 46.305
24.129
404.297
Ano 18
2021 46.305
24.129
428.426
Ano 19
2022 46.305
24.129
452.556
Ano 20
2023 46.305
24.129
476.685
Ano 21
2024 46.305
24.129
500.815
Tabela 6 – Reduções estimadas nas emissões do projeto da pequena central hidrelétrica Ferradura
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F.
Impactos ambientais
F.1.
Se exigido pela parte do local do projeto, documentação da análise dos impactos ambientais
da atividade do projeto:
Em relação às permissões regulatórias, a BGEE possui autorização emitida pela ANEEL para operar
como uma produtora independente de energia, o que lhe dá o direito de operar a pequena hidrelétrica
Ferradura.
Em relação às permissões ambientais, é exigido que o proponente de qualquer projeto que envolva a
construção, instalação, expansão e operação de qualquer atividade poluente ou potencialmente poluente, ou
de qualquer atividade que possa ocasionar degradação ambiental obtenha uma série de permissões da agência
ambiental do respectivo estado. Além disso, qualquer uma dessas atividades exige a preparação de um
relatório de avaliação ambiental, antes da obtenção das permissões de construção e operação. Três tipos de
permissão são necessários. O primeiro é a permissão preliminar (Licença Prévia ou L.P.) emitida durante a
fase de planejamento do projeto e que contém os requisitos básicos que devem ser atendidos durante os
estágios de construção e de operação. O segundo é a permissão de construção (Licença de Instalação ou L.I.)
e o último é a permissão de operação (Licença de Operação ou L.O.).
A preparação de uma Avaliação do Impacto Ambiental é obrigatória para obter as licenças de
instalação e operação. No processo foi preparado um relatório contendo uma investigação dos seguintes
aspectos:
• Impactos no clima e na qualidade do ar.
• Impactos geológicos e no solo.
• Impactos hidrológicos (água subterrânea e de superfície).
• Impactos na flora e na vida animal.
• Sócio-econômicos (infra-estrutura necessária, legal e institucional, etc.).
Sob a perspectiva do processo ambiental existem 2 tipos de projetos de pequena escala: (a) aqueles que
tem que necessitam do preparo de um “Relatório Ambiental Preliminar”- RAP e (b) aquele que precisam de
um estudo de impacto ambiental mais complexo o “Estudo de Impacto Ambiental” - EIA e o “Relatório de
Impacto Ambiental”- RIMA. Posteriormente, a agencia ambiental local pode requerer uma outra análise
ambiental chamada de “Projeto Básico Ambiental” - P.B.A., para os dois tipos de projeto.
Com o intuito de iniciar o processo de obtenção das licenças ambientais toda pequena central
hidrelétrica deve confirmar que o seguintes fato não ocorrerão:
•
Inundação de áreas indígenas e de áreas de comunidades quilombolas.
•
Inundação de áreas de preservação ambiental;
•
Inundação de áreas urbanas;
•
Inundação de áreas que sofreriam expansão urbana em um futuro previsível;
•
Eliminação de patrimônio natural;
•
Perdas expressiva para outros usos da água;
•
Inundação de áreas de proteção histórica; e
•
Inundação de cemitérios de outros lugares sagrados.
O processo tem início com uma análise prévia (estudos preliminares) pelo departamento ambiental
local. Depois disso, se o projeto se o projeto é ambientalmente plausível os patrocinadores tem que preparar o
“Relatório Ambiental Preliminar” – R.A.P., que é basicamente composto pelas informações seguintes:
•
Razões para a implementação do projeto;
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•
Descrição do projeto, incluindo informação no que tange o reservatório e a planta;
•
Diagnóstico Ambiental Preliminar, mencionando bioma principal e aspectos antrópicos
•
Estimativa Preliminar dos Impactos do projeto; e
•
Possíveis medidas mitigadora e programas ambientais.
Figura 14 –BGEE Environmental Operation Licence (Source: Fepam)
O resultado de um submissão com sucesso dos relatórios mencionados acima é a obtenção da Licença
Preliminar (LP), que reflete o entendimento positivo da aspecto ambiental do projeto. Para se obter um
licença de construção (LI) sera necessário a apresentação de um dos seguinte: (a) informação adicional no
relatório anterior; ou (b) um relatório novo mais detalhado; ou (c) o “Projeto Básico Ambiental”, de acordo
com a a decisão da agência ambiental, encontrada na LP emitida. A licença de operação (LO) será obtida
como um resultado dos testes pré-operacionais que ocorrem durante a fase de construção, que são usados para
verificar se todas as exigência ambientais foram cumpridas.
Depois de submeter o RAP, (um documento de 60 páginas em Português) para a agência ambiental o
projeto obteve a licença preliminar(LP No 0095/2000-DL) sem a necessidade de preparar um relatório de
impacto ambiental detalhado. Informação adicional foi requerida com a intenção de obter a LI. Um
documento novo (cerca de 70 paginas em Português) fornecendo a informação adicional requerida foi
submetido para a agência ambiental com o intuito de obter LI. A licença de operação final (LI No 101/2003DL) foi emitida em 4 de Fevereiro de 2003.
O projeto tem todas as licenças ambientais necessárias . A licença de operação foi emitida pela agência
ambiental LO nº 434/2005-DL (Figure 14). Todos os documentos relacionados a licenciamento ambiental e
operacional são públicos e podem ser obtidos na agência ambiental.
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G.
Comentários das partes envolvidas
G.1.
Breve descrição do processo no qual os comentários das partes locais envolvidas foram solicitados
e compilados:
A discussão pública com as partes locais envolvidas é obrigatória para a obtenção das licenças
ambientais de instalação e operação e, depois da concessão dessas licenças obrigatórias para o projeto (item F
acima), fica claro que o projeto passou pelo processo de comentários das partes envolvidas.
O município de Erval Seco, onde o projeto está localizado, e outros municípios vizinhos ao longo do
rio Guarita, que são os que sofrem maior impacto do projeto, participam do processo de audiência pública.
Além dos comentários da parte envolvida, o projeto é uma pequena hidrelétrica de fio d'água, que
representa uma perturbação muito pequena no ambiente local e nenhum efeito nas comunidades locais. Alem
dos requisitos obrigatórios, o patrocinador do projeto trabalha com as comunidades locais em projetos de
educação ambiental, reflorestamento de áreas degradadas, avaliações regulares da qualidade da água, apoio
aos parques ambientais, contratação de mão-de-obra local, controle da erosão e apoio à agricultura da
comunidade. Não foram feitas objeções em relação aos projetos.
Além dos comentários das partes envolvidas solicitados para obtenção das licenças ambientais, a
Autoridade Nacional Designada brasileira, "Comissão Interministerial de Mudanças Globais de Clima",
solicita comentários das partes locais envolvidas e o relatório de validação emitido por uma EOD autorizada
de acordo com a Resolução nº 1, emitida em 11 de setembro de 2003, para fornecer a carta de aprovação. A
Resolução determina que cópias dos convites para comentários mandados pelos desenvolvedores do projeto
sejam mandadas pelo menos para os seguintes agentes:
o
Prefeitura e Câmara dos Vereadores;
o
Agências Ambientais do estado e dos municípios.
o
Fórum Brasileiro de ONGs e Movimentos Sociais para o Desenvolvimento e Meio
Ambiente;
o
Associações Comunitárias;
o
Ministério Público;
Cartas convite foram enviadas para os agentes acima em abril de 2005 (cópias das cartas e
comprovantes de recebimentos estão disponíveis sob requisição) e nenhum comentário foi recebido. O DCP
do projeto ficou aberto para comentários no estágio de validação na página da Convenção-Quadro das Nações
Unidas sobre Mudança de Clima (http://cdm.unfccc.int/), onde qualquer pessoa podia ter acesso ao
documento mencionado a partir de uma fonte legítima.
G.2.
Resumo dos comentários recebidos:
Nenhum comentário foi recebido durante o processo de licenciamento.
A AND (Autoridade Nacional Designada) brasileira solicita que os projetos sejam abertos para
comentários antes da validação. Assim, além dos comentários das partes globais envolvidas da UNFCCC,
este projeto estará aberto para comentários das partes locais. Quaisquer comentários serão divulgados após a
validação.
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G.3.
Relatório sobre como quaisquer comentários recebidos foram devidamente considerados:
Nenhum comentário foi recebido. O projeto foi desenvolvido conforme planejado e seguindo as
solicitações feitas pela agência ambiental e a legislação correspondente.
O artigo de pesquisa preparado pelo projeto BT que analisa o impacto da usina na região está
disponível mediante solicitação bem como na agencia ambiental (Fepam-RS).
A Entidade Nacional Designada brasileira exige, em adição ao processo de consulta publica global
promovido pela UNFCC, que os participantes do projeto convidem comentários dos agentes específicos
mencionados acima. As cartas foram mandadas em Abril de 2005 (cópias das cartas e dos avisos de
recebimentos dos Correios estão disponiveis mediante solicitação). Nenhum comentário foi recebido.
Anexos
Anexo 1.
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Informações de contato dos participantes na atividade do projeto
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Organização:
BT Geradora de Energia Elétrica S.A.
Rua/Caixa Postal:
Rua Presidente Kennedy 977, sala 902
Prédio:
Cidade:
Frederico Westphalen
Estado/Região:
Rio Grande do Sul
Postfix/CEP:
País:
Brasil
Telefone:
+55 (48) 658-9903
FAX:
Email:
URL:
Representado por:
Título:
Diretor
Tratamento:
Sr.
Sobrenome:
Back
Segundo nome:
José
Nome:
Woimer
Departamento:
Celular:
Fax direto:
Tel. direto:
Email pessoal:
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[email protected]
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Anexo 2. Informações relativas a financiamento público
Nenhum financiamento público foi ou será usado no presente projeto.
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Anexo 3. Bibliografia
Arida, P., E. L. Bacha e A. Lara-Resende (2004). High Interest Rates in Brasil: Conjectures on the
Jurisdictional Uncertainty.
BNDES (2000). O setor elétrico – Desempenho 1993/1999. Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico
e Social. Informe Infra-estrutura, no 53.
Eletrobrás (1999). Diretrizes para estudos e projetos de pequenas centrais hidrelétricas. Centrais Elétricas
Brasileiras S.A.
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(2004). Banco de dados
(http://www.ibge.gov.br/).
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mitigation projects in the electric power sector. OECD and IEA information Paper.
OECD (2001). OECD Economic Surveys: Brasil. Organization for Economic Co-Operation and
Development, Paris, França.
Schaeffer, R., J. Logan, A. S. Szklo, W. Chandler e J. C. de Souza (2000). Electric Power
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UNEP-LAC (2002). Relatório Final da 7a Reunião do Comitê Inter-Sessões do Foro dos Ministros
do Meio Ambiente da América Latina e do Caribe. Programa do Meio Ambiente das Nações
Unidas, Escritório Regional para a América Latina e o Caribe. 15 a 17 maio, 2002, São Paulo
(Brasil).
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