FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO
(MDL-DCP) - Versão 02
MDL – Conselho Executivo
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MECANISMO DE DESENVOLVIMENTO LIMPO
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (DCP-MDL)
(Versão 02 – válida a partir de: 01 de julho de 2004)
SUMÁRIO
A.
Descrição geral da atividade de projeto
B.
Aplicação de uma metodologia de linha de base
C.
Duração da atividade do projeto/ Período de obtenção de créditos
D.
Aplicação de uma metodologia e de um plano de monitoramento
E.
Estimativa de emissões de gases de efeito estufa por fontes
F.
Impactos ambientais
G.
Comentários dos atores
Anexos
Anexo 1: Dados para contato dos participantes da atividade de projeto
Anexo 2: Informações sobre financiamento público
Anexo 3: Informações de linha de base
Anexo 4: Plano de monitoramento
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SEÇÃO A.
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Descrição geral da atividade de projeto
A.1
Título da atividade de projeto:
Projeto Bandeirantes de Gás de Aterro e Geração de Energia (PBGAGE).
A.2.
Descrição da atividade de projeto:
PBGAGE é um projeto concebido para explorar o gás de aterro produzido no aterro Bandeirantes, um dos
maiores aterros do Brasil. Esse aterro está localizado na região metropolitana de São Paulo, maior cidade
brasileira e centro financeiro do país. Com uma população estimada de 10 milhões de habitantes em 2000,
São Paulo gera aproximadamente 15.000 toneladas de lixo diariamente.
O objetivo do PBGAGE é explorar o gás produzido no aterro Bandeirantes, usando-o para gerar
eletricidade. O aterro foi projetado de acordo com as práticas modernas e atualmente está classificado
como 8,8 (de 0 a 10) de acordo com a avaliação do aterro da agência ambiental de São Paulo (CETESB –
Companhia de Tecnologia de Saneamento Ambiental). Isso confirma que o aterro está operando em
condições adequadas, de acordo com a CETESB.
Entretanto, a solução encontrada para o gás de aterro em 1978 foi coletá-lo através de ventilação passiva,
eventualmente queimando-o na cabeça dos drenos, o que não é favorável em termos de destruição de
metano, já que essa operação é muito ineficiente.
Visando evitar problemas ambientais relacionados com as emissões de metano, incluindo também o
aquecimento global, PBGAGE foi a solução criada pela Biogás – a empresa campeã em uma concorrência
municipal realizada pelo Município de São Paulo. E seu objetivo não é apenas gerar energia renovável
através de 24 motores com capacidade total de 22 MW, mas também encontrar uma solução ambiental,
social e financeira para evitar que o gás proveniente do aterro seja emitido na atmosfera. Essa solução
pode ser replicada num país como Brasil, onde não há, atualmente, nenhum aterro capturando metano
considerando os benefícios social, ambiental e financeiro mencionados nesse parágrafo.
A capacidade de geração de energia está sendo explorada pelo Unibanco, terceiro maior banco privado no
Brasil, via Biogeração, proprietária dos equipamentos de geração que aluga tais equipamentos ao
Unibanco. Unibanco estabeleceu um acordo entre Biogás e irá dividir as reduções de emissão geradas
pela atividade de projeto, mas não é um participante do projeto. Recentemente, o Unibanco foi a primeira
instituição financeira brasileira a aliar-se aos “Princípios do Equador”, um sistema para instituições
financeiras gerenciar aspectos sociais e ambientais no financiamento de projetos, estabelecido pela
Cooperação Financeira Internacional e pelo Banco Mundial.
O PBGAGE contribui enormemente com o desenvolvimento sustentável. Em primeiro lugar, o projeto faz
uso do biogás – uma fonte de energia renovável – para gerar eletricidade, o que é financeiramente e
socialmente desejável. Segundo, ele objetiva queimar uma grande quantidade de metano que seria
liberada na atmosfera, o que é socialmente e ambientalmente desejável. Isso significa não apenas que o
projeto evitará o aquecimento global, mas também fornecerá uma solução ambientalmente legítima para
minimizar riscos de explosão na área do aterro. Terceiro, esse é o primeiro projeto de energia de gás de
aterro a ser implementado no Brasil, e considerando o enorme potencial de replicabilidade no país, devido
principalmente ao alto conteúdo orgânico do lixo, um grande impacto positivo resulta da iniciativa, que
mostra que a tecnologia para captação de gás de aterro e destruição – por queima e por geração de
eletricidade – é comprovada. Quarto, os rendimentos de redução de emissão serão repartidos (50:50) com
o município de São Paulo, significando mais investimentos em depósitos de resíduos – lixões –
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restabelecimento e consciência do gerenciamento de resíduos, mais outros benefícios ambientais. Quinto,
muitas posições de emprego foram geradas durante a implementação do projeto, e 26 foram criadas para a
operação do projeto, destacando-se que muitos empregos são posições técnicas que exigem pouca
habilidade e contribuem para a distribuição de renda no Brasil. Último, mas não menos importante, a
transferência de tecnologia é aplicada a esse projeto, visto que a maioria dos equipamentos necessários
não podem ser encontrados no Brasil e não há pessoas treinadas para tal operação. Então, será
desenvolvida a capacidade necessária para implementação e operação do projeto.
É também importante notar que o projeto integra-se com outros setores econômicos da região, como
manutenção regular e calibração necessária desses equipamentos.
Essas são as principais contribuições, mas há também efeitos positivos, como apresentações a escolas
sobre gerenciamento de resíduos, reciclagem e energia renovável; e visitas aos equipamentos de extração
e tratamento e à usina de geração.
Pode ser claramente verificado que o PBGAGE contribui enormemente para o desenvolvimento
sustentável.
A.3.
Participantes do projeto:
Nome das Partes envolvidas (*)
((anfitrião) indica a Parte
anfitriã)
Entidade(s) privada(s) e/ou
publica(s) participante(s) do
projeto (*) (se aplicável)
Por favor, indique se a Parte
envolvida gostaria de ser
considerada como participante
do projeto (Sim/Não)
• Entidade Publica: Prefeitura
municipal de São Paulo
Brasil (anfitrião)
• Entidade Privada: Biogás
Energia Ambiental S.A.
Não
(*) De acordo com as modalidades e procedimentos de MDL, no momento em que o MDL-DCP foi tornado publico no estágio
da validação, uma Parte pode ou não ter fornecido a aprovação. No momento da solicitação do registro, a aprovação da(s)
Parte(s) envolvida(s) é solicitada.
Biogás é uma empresa fundada para explorar o potencial de gás de aterro no Brasil. A empresa foi ativada
desde o ano de 2000, e agora venceu duas concorrências para explorar o gás de aterro no município de
São Paulo. Um deles é o gás do aterro Bandeirantes – centro desse projeto – e o outro é o gás do Aterro
Sanitário Sítio São João, que junto com o aterro Bandeirantes, recebe a maior parte dos resíduos gerados
na cidade de São Paulo. Dentre os membros da Biogás estão Arcadis Logos Engenharia S.A., uma
empresa participante do Grupo Arcadis – firma holandesa especializada em engenharia, gerenciamento de
projetos e consultoria; Heleno & Fonseca Construtécnica S.A., construtora brasileira; e Van der Wiel,
outra empresa holandesa atuante nos campos de transporte, infra-estrutura e técnica ambiental.
A prefeitura de São Paulo tem sob sua administração a responsabilidade de cuidar da maior cidade do
Brasil. São Paulo tem atualmente ao redor de 10 milhões de habitantes, com mais de 10 milhões nas suas
vizinhanças, formando uma das maiores áreas urbanas do mundo – a região metropolitana de São Paulo.
Contando com boa infra-estrutura em telecomunicações e transporte, um aeroporto no centro da cidade
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conectado com as maiores cidades do Brasil, São Paulo é o coração das atividades industrial e financeira
do Brasil, apesar das indústrias saírem da cidade desde o começo e metade da década de 90.
São Paulo é também a cidade mais rica – em termos absolutos – do Brasil. Apesar disso, a cidade está
fortemente endividada. Nessa situação, as administrações têm procurado parcerias e novos caminhos para
impulsionar investimentos e melhorar a qualidade de vida na área. Uma das iniciativas é ser participante
do PBGAGE. O município receberá ganhos adquiridos da comercialização das reduções de emissões, um
rendimento para ser usado em novos investimentos nas instalações de aterro e na recuperação dos
depósitos de resíduos.
A.4.
Descrição técnica da atividade de projeto:
A.4.1. Local da atividade de projeto:
PBGAGE está localizado na região metropolitana de São Paulo, a maior área urbana no Brasil. São Paulo
é a capital do estado com o mesmo nome, situado no sudeste do Brasil.
A.4.1.1.
Parte(s) Anfitriã(s):
A.4.1.2.
Região/Estado etc.:
A.4.1.3.
Cidade/Comunidade etc.:
Brasil.
São Paulo.
São Paulo.
A.4.1.4.
Detalhes sobre a localização física, inclusive informações que
permitam a identificação única dessa atividade de projeto (máximo de uma página):
O aterro Bandeirantes está localizado entre o km 24 e 26 da Rodovia Bandeirantes, que conecta a cidade
de São Paulo com a região metropolitana de Campinas, área mais rica do estado de São Paulo. O aterro
cobre uma área de aproximadamente 1,35 milhão de m2, sendo a fronteira ao norte a região urbana de
Perus (um distrito de São Paulo), ao leste a estrada antiga de Jundiaí, ao sul a conecção entre essa estrada
e a Rodovia Bandeirantes; e finalmente a oeste a rodovia Bandeirantes.
A.4.2. Categoria(s) da atividade de projeto:
PBGAGE é uma atividade de projeto de MDL de deposição de resíduos sólidos no solo.
A.4.3. Tecnologia a ser empregada pela atividade de projeto:
Aproximadamente, todo o sistema de coleta, tratamento e uso de gás pode ser ilustrado na Figura 1.
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Coleta de Gás
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Extração e Queima
do Gás
Geração e Uso de
Energia
Figura 1. Percurso do gás e uso da energia de um projeto de gás de aterro para geração de energia.
O aterro Bandeirantes é dividido em 5 células, chamadas AS-1, AS-2, AS-3, AS-4 e AS-5. As três mais
antigas foram abertas em 1978 e fechadas em 1995. PBGAGE extrai, desde o início, gás das células mais
novas, onde ainda há lixo sendo depositado. A imagem abaixo oferece uma visão geral das células do
aterro. A planta de tratamento de gás, assim como, a usina de geração são chamadas de “Usina de
Geração”.
Figura 2. Visão técnica geral do Aterro Bandeirantes.
Então, para dar satisfação sobre as reduções de emissões do PBGAGE, os participantes do projeto
dividem o projeto em duas fases. A primeira considera as células mais jovens AS-4 e AS-5; na segunda
fase, o projeto queimará o metano gerado nas células antigas AS-1, AS-2 e AS-3. A segunda fase está
programada para começar no meio do ano de 2005.
Tecnicamente, o PBGAGE pode ser visto como mostra a Figura 3.
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Figura 3. Planta de tratamento e usina de geração de eletricidade da Biogás
Da figura 3, duas unidades principais podem ser destacadas: a usina de gás e a usina de geração.
A usina de gás é responsável por extrair o gás do aterro e transportá-lo para os motores de gás na usina de
geração. Durante o transporte, o gás passa por um tratamento para permitir o seu uso como combustível
para geração de energia. Outras funções da usina de gás são: secagem do gás de aterro por refrigeradores
de gás; e medição e análise de quantidade e qualidade de gás por motivos de segurança, processo e
operação.
O gás de aterro refrigera-se quando transportado do aterro, resultando em um condensado. Ele é drenado
aos drenos condensados, localizados próximos aos canos de gás. Uma vez na usina de gás, o gás tem que
ser refrigerado novamente para remover a umidade. Isso é um passo muito importante no processo de
tratamento de gás, já que o condensado, que contém silício, poderia bloquear os canos de gás e também
danificar os motores de gás, devido ao silício. Depois desse passo, o gás é aquecido novamente através de
um convertor ou economizador de calor secundário, numa temperatura de aproximadamente 25 ºC, longe
o suficiente do ponto de condensação de 4 ºC para evitar mais condensação.
Considerando que a desumidificação é fundamental para a geração de energia, pelas razões mencionadas
no parágrafo anterior, um secador foi instalado por razões de segurança adicional. O secador é de aço
inoxidável com um filtro de alta densidade que separa as partículas líquidas (pequenas quantidades de
condensado) do gás. Esse líquido é drenado, da mesma forma, para um dreno condensado.
Os sopradores são usados para o transporte do gás do aterro aos motores, com sucção e pressão corretas.
A capacidade e a pressão são ajustadas por eletromotores de freqüência controlada. Além disso, os
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sopradores são equipados com todos os equipamentos de segurança necessários, incluindo abrigo de
redução de ruídos.
Na área de pressão da usina de gás, todos os tipos de análise de gás e instrumentos de medição de gás
estão presentes. Esses instrumentos são muito importantes por motivos de segurança, processo e
operação.
Depois do tratamento, análise e medição descritos, o gás é transportado como um combustível para os
motores. Eles acionam o gerador elétrico que gerará a energia elétrica. Um eventual excedente de gás
pode ser queimado pelos queimadores.
Todo o processo é controlado por um sistema de controle elétrico. Esse sistema de controle é provido de
um CLP (Controlador Lógico Programável). Todos os sinais medidos são processados por um CLP para
emitir sinais aos refrigeradores de gás, ventiladores, queimadores e motores. O sistema também consiste
de um sistema SCADA (processo de visualização por um computador). Com esse sistema é possível
controlar e monitorar a instalação de longe, incluindo pela Internet.
Para geração de eletricidade, um total de 24 motores Caterpillar, capacidade nominal de 925 kW, modelo
3516 A, foram instalados. Eles queimarão o gás e gerarão eletricidade, que será enviada à rede da
Eletropaulo – a distribuidora de eletricidade da região metropolitana de São Paulo. Essa eletricidade não
será comercializada diretamente; ela será utilizada nas filiais do Unibanco no estado São Paulo.
PBGAGE é o maior projeto de usina de geração de biogás do mundo. A humanidade não foi capaz de
presenciar nenhuma circunstância onde essa escala poderia ser colocada em prática para uma iniciativa de
energia de gás de aterro, até o PBGAGE estar pronto e ativado. No Brasil, esse tipo de projeto nunca foi
completamente aceito, já que a tecnologia não foi considerada comprovada, a legislação não requer que o
gás de aterro seja queimado, e o mercado de energia era controlado pelo Estado, o que não permitiu a
existência de produtores independentes de energia. Além disso, e talvez mais importante, a cultura de
eletricidade do país está focada em grandes usinas hidrelétricas, sendo esse tipo de geração de eletricidade
classificada como a única alternativa plausível para a demanda do país.
Então, ninguém pensaria que uma iniciativa de energia de gás de aterro poderia ocorrer se não houvesse
transferência de tecnologia. Isso não significa apenas equipamentos de suprimento, mas também
engenheiros treinados em implementar esses projetos e treinar operadores para cuidar dos vários
medidores e softwares necessários. No caso do PBGAGE, a implementação do projeto e a capacidade de
operação fizeram parte do trabalho da Van der Wiel – conhecida ao redor do mundo, sendo uma firma
holandesa atuando em transporte, infra-estrutura e técnica ambiental – e Arcadis, engenharia,
gerenciamento de projeto e consultoria com base sólida na Holanda e com uma sede no Brasil (Arcadis
Logos Engenharia), responsável pelo projeto de engenharia de captação de gás de aterro. Os
equipamentos usados nesse projeto são principalmente importados – motores para geração de eletricidade,
medidores de corrente, analisador de gás e queimadores. Ambas companhias têm trabalhado sob
regulamentações ambientais rígidas, e a implementação e operação de projetos ocorrem sob essas
circunstâncias. Dessa forma, pode ser claramente verificado que transferência de tecnologia
ambientalmente segura foi efetuada pelo PBGAGE.
A.4.4. Explicação sucinta de como as emissões antrópicas de gases de efeito estufa por
fontes serão reduzidas pela atividade de projeto de MDL proposta, incluindo por que as reduções
das emissões não ocorreriam na ausência da atividade de projeto proposta, levando em
consideração políticas e circunstâncias nacionais e/ou setoriais:
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O Brasil nunca adotou leis ou algum tipo de legislação para forçar a queima de gás de aterro. É
importante notar que um esforço considerável terá que ocorrer relativo às práticas de deposição de
resíduos no Brasil, antes que qualquer legislação de queima de gás em aterros bem conduzida seja
forçada. De acordo com as últimas estatísticas oficiais em resíduos sólidos urbanos no Brasil – Pesquisa
Nacional de Saneamento Básico 2000 (PNSB 2000) – o país produz 228.413 toneladas de resíduos por
dia, o que corresponde a 1,35 kg/habitante/dia. E apesar de haver uma tendência mundial em reduzir,
reusar e reciclar, ou seja, reduzir a quantidade de resíduos sólidos urbanos a ser disposta nos aterros, a
situação no Brasil é peculiar. A maior parte do lixo produzido no país é enviada a áreas sem controle –
lixões – que são, na maioria dos casos, depósitos de lixo abertos sem qualquer tipo de infra-estrutura
adequada a evitar acidentes ambientais. Figura 4 mostra o destino final do lixo no Brasil, de acordo com
PNSB 2000.
No caso do Bandeirantes, o aterro foi originalmente concebido para tirar proveito da melhor tecnologia
disponível no momento do seu projeto, aplicando técnicas modernas de engenharia e medidas ambientais
seguras. Isso engloba ventilação passiva de gás de aterro, com queimadores esporádicos e ineficazes no
local, como medida de segurança. Então, uma quantidade considerável de metano era liberada para a
atmosfera, já que o mecanismo de queimadores é capaz de destruir ao redor de 20% do metano produzido.
Com a implementação do PBGAGE, a situação acima não irá mais ocorrer. Vedando propriamente as
cabeças dos drenos, o projeto evitará que o metano seja liberado à atmosfera e permetirá que seja extraído
para as queimadores ou para a usina de geração, onde o gás será usado para gerar energia. Portanto, a
implementação do PBGAGE reduzirá as emissões de gases de efeito estufa.
Destinação Final do Lixo (%)
4,9
18,3
Lixão
Aterro Sanitário
Aterro Controlado
N/A
13,7
63,1
Fonte: PNSB, 20001.
Figura 4. Destinação do lixo por município no Brasil
PBGAGE também evitará emissões de gases de efeito estufa na rede elétrica. O metano extraído do aterro
será queimado para gerar eletricidade que alimentará a rede brasileira. Com isso, as reduções de emissões
ocorrerão devido ao deslocamento de geração de energia por combustível fóssil na margem do sistema
elétrico.
1
IBGE - Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística. Pesquisa Nacional de Saneamento Básico, 2000.
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A.4.4.1.
Quantia estimada de reduções de emissões durante o período de
obtenção de créditos escolhido:
Tabela 1. Reduções de emissões do PBGAGE através da destruição do metano (primeiro período de
crédito)
Ano
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Reduções de emissões
(tCO2e)
703.252
1.041.547
1.319.588
1.190.781
1.074.814
970.408
876.410
Tabela 2. Reduções de emissões do PBGAGE pelo deslocamento do despacho (primeiro período de
crédito)
Ano
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Reduções de emissões
(tCO2e)
42.203
42.203
42.203
42.203
42.203
42.203
42.203
Portanto, as reduções de emissões do PBGAGE deverão atingir 7,4 milhões de tCO2e no primeiro período
de crédito (2004 – 2010).
A.4.5. Financiamento público da atividade de projeto:
Não há financiamento público envolvido na atividade de projeto do PBGAGE.
SEÇÃO B.
Aplicação de uma metodologia de linha de base
B.1.
Título e referência da metodologia de linha de base aprovada aplicada à atividade de
projeto:
A metodologia da linha de base aplicada a esse projeto é ACM0001, nomeada “Consolidated baseline
methodology for landfill gas project activities”.
B.1.1. Justificativa da escolha da metodologia e por que ela é aplicável à atividade de
projeto:
ACM0001 foi desenvolvida para “unificar” metodologias aprovadas de linha de base aplicáveis a
diferentes situações onde projetos de destruição de gás de aterro estão sendo propostos. Uma dessas
situações é quando “o gás capturado é usado para produzir energia (por exemplo, energia elétrica e
térmica) e reduções de emissões são requeridas para o desuso ou evitar geração de energia de outras
origens”. Esta é exatamente a situação do PBGAGE, e portanto a razão para a escolha da ACM0001.
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B.2.
Descrição de como a metodologia é aplicada no contexto da atividade de projeto:
A metodologia escolhida está descrita na opção (b) do parágrafo 48 do MDL M&P. Investimentos
significativos foram feitos no local para melhorar a coleta e queima do gás de aterro e com isso reduzir o
efeito do aquecimento global.
De acordo com ACM0001, o cenário de linha de base é a liberação de metano gerado para a atmosfera,
com parte do gás sendo destruído para obedecer às regulamentações ou requerimentos contratuais. De
fato, no aterro Bandeirantes, anteriormente à operação do PBGAGE, algum gás do aterro era queimado
ineficientemente em algumas cabeças de drenos. Essa quantidade foi estimada ao redor de 20% da
captação de gás pelo sistema passivo de ventilação no local (o Fator de Ajuste de Efetividade).
Então o cenário de linha de base pode ser descrito como o gás de aterro produzido menos 20% do que
poderia ser destruído de qualquer forma.
No caso das reduções de emissões do deslocamento do despacho, uma metodologia aprovada tem que ser
usada, de acordo com AM0001. Para o PBGAGE, ACM0002 – “Consolidated methodology for gridconnected electricity generation from renewable sources” foi usada. Essa metodologia considera que
usinas de geração elétrica a partir de combustível fóssil são deslocadas da margem do sistema elétrico por
uma fonte de energia renovável, nesse caso o PBGAGE.
B.3.
Descrição de como as emissões antrópicas de gases de efeito estufa por fontes são reduzidas
para níveis inferiores aos que teriam ocorrido na ausência da atividade de projeto registrada de
MDL:
ACM0001 requer o uso da “Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade” para mostrar
que o projeto não é o cenário de linha de base. Essa ferramenta é aplicada como segue.
Passo 0. Projeção preliminar baseada na data de início da atividade do projeto
(a) A data de início desta atividade do projeto aconteceu no dia 23 de dezembro de 2003, quando a
licença ambiental final – a licença de operação – foi publicada. Favor, cheque o item F para a
licença.
(b) O MDL como origem de financiamentos de projeto foi introduzido na estratégia empresarial da
Arcadis Logos Engenharia (“Arcadis”), acionista da Biogás, no ano de 2000. Arcadis é também
acionista da Cocal Termelétrica, que é um projeto de MDL de cogeração com bagaço desenvolvido
pela Econergy desde o ano de 2000. O principal acionista desse projeto de cogeração - Cocal
Comércio e Indústria Canaã Açúcar e Álcool Ltda – apresentou Sr. José da Costa Carvalho Neto,
Presidente da Arcadis, a Marcelo Schunn Diniz Junqueira com a intenção de disseminar o MDL na
estratégia empresarial da Arcadis. Além disso, entre os acionistas da Biogás Energia Ambiental S.A.
está Van der Wiel, empresa holandesa de engenharia com uma forte habilidade técnica em extração
de gás de aterro. De fato, Van der Wiel tornou-se acionista da Biogás em setembro de 2003 focandose em transferir tecnologia na área de negócios de gás. Van der Wiel tem há bastante tempo
procurado encontrar oportunidades em reduções de emissões. Com isso em mente, a empresa previu
uma boa oportunidade para explorar gás do aterro Bandeirantes quando considerou os ganhos da
emissão de reduções em tal projeto. Isso foi o condutor para tornar-se acionista nesse projeto e então
fornecer uma solução técnica.
Passo 1. Identificação das alternativas para a atividade do projeto, consistente com as leis e
regulamentações atuais.
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Sub-passo 1a. Definir alternativas para a atividade do projeto:
A única alternativa realista e crível para PBGAGE é a manutenção da situação anterior a implementação
do projeto. Isso incorreria na liberação de gás de aterro para a atmosfera através de um sistema de
ventilação passiva instalada no aterro. Nesse caso, o metano escaparia e aumentaria o aquecimento global.
Além disso, outros compostos orgânicos voláteis seriam liberados da mesma forma. A atividade de
projeto proposta não abordada como uma atividade de projeto de MDL não é crível nem realista, já que
não é financeiramente atrativa, como será visto no passo 2.
Sub-passo 1b: Aplicação das leis e regulamentações aplicáveis:
Como mostrado em A.4.4, o Brasil não implementou nenhuma lei para mitigar emissões de gás de aterro.
No estado de São Paulo, CETESB, a agência ambiental, tem atuado em fechar depósitos de lixo e forçar
municípios a dar destinação apropriada para o lixo gerado. Isso pode ser feito através de concessões a
empresas privadas tanto para construir quanto para operar aterros sanitários ou para ser responsável pelo
gerenciamento de todo o lixo municipal. Em ambos os casos, entretanto, a coleta ativa e queima do gás do
aterro nunca foram demandas. Ventilação passiva no aterro Bandeirantes, como ainda considerada, é a
única alternativa acreditável e realista para PBGAGE.
Então, a situação anterior à implementação do projeto – a alternativa ao PBGAGE – está de acordo com
toda a regulamentação pertinente.
Passo 2. Análise de investimento
Sub-passo 2a. Determinar o método de análise apropriado
Opção III – análise de “benchmark” – escolhida.
Sub-passo 2b – Opção III. Aplicar análise de “benchmark”
Os negócios brasileiros são usualmente analisados através da taxa interna de retorno para a quantia
investida em iniciativas de projeto. No caso do PBGAGE, esse é o indicador financeiro utilizado. Esse
indicador é comparado com a remuneração dos títulos do governo, já que tais títulos são considerados
como investimentos sem risco, e além disso são considerados como custo de oportunidade no Brasil.
Sub-passo 2c. Cálculo e comparação dos indicadores financeiros
Os empresários brasileiros usualmente avaliam as oportunidades de investimento através da taxa interna
de retorno (TIR) que os projetos são capazes de retornar. Esse é um senso comum, considerando que a
economia brasileira é muito volátil, e dessa forma o custo de oportunidade de capital – remuneração dos
títulos do governo - tende a variar freqüentemente. Inicialmente, é importante esclarecer que o projeto é
basicamente estruturado em duas sub-unidades distintas: a coleta do gás e a estação de tratamento; e a
usina de geração. Considerando que a usina de gás pertence e é operada pela Biogás, e a usina de geração
pertence e é operada pela Bionergia, a análise de investimento é dividida em duas, uma para cada subunidade.
Para o investimento na captura do metano, Biogás calculou a TIR e comparou com a remuneração dos
títulos do governo de 23,3% que estavam pagando no início da operação do projeto, no final de 2003.
Como será mostrado adiante, tal remuneração está muito acima dos 13% esperados para a atividade de
projeto sem os rendimentos das RCEs. Para o cálculo da TIR da Biogás, os dados de entrada usados são o
preço do biogás, custos fixos, custos variáveis, impostos (ICMS = 12%, COFINS + PIS = 4,65%), seguro
(2%), depreciação, imposto de renda e custo do capital. Todos os números foram apresentados à EOD e
alguns deles são confidenciais. O fluxo de caixa é apresentado adiante:
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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MDL – Conselho Executivo
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Tabela 3. Fluxo de caixa da usina de extração de gás de aterro do PBGAGE
Impostos sobre Receita
Ano
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Receita Bruta
R$0
R$6.646.575
R$8.848.476
R$8.848.476
R$8.848.476
R$8.848.476
R$8.848.476
R$8.848.476
R$8.848.476
R$8.848.476
R$8.848.476
R$8.848.476
R$8.848.476
COFINS + PIS
R$0
R$309.066
R$411.454
R$411.454
R$411.454
R$411.454
R$411.454
R$411.454
R$411.454
R$411.454
R$411.454
R$411.454
R$411.454
ICMS
R$0
R$753.244
R$1.061.817
R$1.061.817
R$1.061.817
R$1.061.817
R$1.061.817
R$1.061.817
R$1.061.817
R$1.061.817
R$1.061.817
R$1.061.817
R$1.061.817
Receita Líquida
R$0
R$5.584.265
R$7.375.205
R$7.375.205
R$7.375.205
R$7.375.205
R$7.375.205
R$7.375.205
R$7.375.205
R$7.375.205
R$7.375.205
R$7.375.205
R$7.375.205
Custos Fixos Custos Variáveis
R$0
R$0
R$866.180
R$593.642
R$1.200.000
R$1.576.161
R$1.200.000
R$1.836.161
R$1.200.000
R$1.896.161
R$1.200.000
R$1.896.161
R$1.200.000
R$1.896.161
R$1.200.000
R$1.896.161
R$1.200.000
R$1.896.161
R$1.200.000
R$1.896.161
R$1.200.000
R$1.896.161
R$1.200.000
R$1.896.161
R$1.200.000
R$1.896.161
Fórmulas Receita Líquida = Receita Bruta - Impostos sobre Receita
Custos Totais = Custos Fixos + Custos Variáveis + Seguro
EBTA = Receita Líquida - Custos Totais - Depreciação - Juros
Lucro Líquido = EBTA - IR
Fluxo de caixa do acionista = Capital requerido + Dividendos
Geração de caixa = Lucro Líquido + Depreciação - Investimento + Dívidas
Caixa Disponível = saldo de Geração de Caixa + Capital Requerido
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca, formato ou fonte.
Seguro
Custos Totais
R$0
R$0
R$44.242
R$1.504.064
R$176.970
R$2.953.131
R$176.970
R$3.213.131
R$176.970
R$3.273.131
R$176.970
R$3.273.131
R$176.970
R$3.273.131
R$176.970
R$3.273.131
R$176.970
R$3.273.131
R$176.970
R$3.273.131
R$176.970
R$3.273.131
R$176.970
R$3.273.131
R$176.970
R$3.273.131
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Ano
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Depreciação
R$0
R$932.060
R$1.870.202
R$2.232.702
R$2.370.202
R$2.370.202
R$2.370.202
R$2.370.202
R$2.370.202
R$2.370.202
R$2.370.202
R$2.075.641
R$0
Ano
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Dívida
R$6.000.000
R$6.600.000
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
página 13
Juros
R$0
(R$1.176.865)
(R$1.777.603)
(R$1.287.230)
(R$796.856)
(R$306.483)
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
Amortização
R$0
R$0
(R$3.150.000)
(R$3.150.000)
(R$3.150.000)
(R$3.150.000)
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
EBTA
IR
R$0
R$0
R$1.971.276
R$192.715
R$774.270
R$270.825
R$642.143
R$239.114
R$935.016
R$309.404
R$1.425.389
R$427.093
R$1.731.872
R$500.649
R$1.731.872
R$500.649
R$1.731.872
R$500.649
R$1.731.872
R$500.649
R$1.731.872
R$500.649
R$2.026.433
R$571.344
R$4.102.074 R$1.069.498
Dividendos Caixa Disponível
R$0
R$228.010
R$0
R$1.108.606
R$0
R$832.252
R$0
R$1.173.396
R$0
R$1.173.396
R$0
R$1.391.893
R$3.993.318
R$1.000.000
R$2.778.071
R$1.000.000
R$1.231.223
R$1.000.000
R$1.231.223
R$1.000.000
R$1.231.223
R$1.000.000
R$1.455.089
R$1.000.000
R$3.032.576
R$0
Lucro Líquido
R$0
R$1.778.561
R$503.445
R$403.029
R$625.612
R$998.296
R$1.231.223
R$1.231.223
R$1.231.223
R$1.231.223
R$1.231.223
R$1.455.089
R$3.032.576
Investimento
(R$8.771.990)
(R$8.430.026)
(R$4.000.000)
(R$2.500.000)
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
R$0
Geração de Caixa
Capital Requerido
(R$2.771.990)
R$3.000.000
R$880.595
R$0
(R$4.776.353)
R$4.500.000
(R$3.014.270)
R$3.355.413
(R$154.186)
R$154.186
R$218.497
R$0
R$3.601.425
R$0
R$3.601.425
(R$823.353)
R$3.601.425
(R$2.370.202)
R$3.601.425
(R$2.370.202)
R$3.601.425
(R$2.370.202)
R$3.530.730
(R$2.075.641)
R$3.032.576
(R$1.000.000)
Fluxo de Caixa do
Acionista
Receita do Carbono
(R$3.000.000)
R$0
R$0
R$0
(R$4.500.000)
R$0
(R$3.355.413)
R$0
(R$154.186)
R$0
R$0
R$0
R$3.993.318
R$0
R$3.601.425
R$0
R$3.601.425
R$0
R$3.601.425
R$0
R$3.601.425
R$0
R$3.530.730
R$0
R$4.032.576
R$0
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca, formato ou fonte.
Caixa Esperado para os
Acionistas
(R$3.000.000)
R$0
(R$4.500.000)
(R$3.355.413)
(R$154.186)
R$0
R$3.993.318
R$3.601.425
R$3.601.425
R$3.601.425
R$3.601.425
R$3.530.730
R$4.032.576
TIR
#NUM!
#NUM!
#NUM!
#NUM!
#NUM!
#NUM!
#NUM!
-7,69%
0,33%
5,35%
8,72%
11,04%
12,94%
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página 14
Para a geração de energia, a mesma análise foi feita. Para essa sub-unidade, a TIR calculada foi de 15,6%,
longe da remuneração dos títulos do governo de 23,3% pagos em Dezembro de 2003. A TIR é calculada
de acordo com um rendimento fixo resultante de um leasing assinado pela Biogeração e Unibanco. Os
dados de entrada usados nesse cálculo são: receita bruta, impostos, custos fixos e operacionais,
depreciação e amortização, gastos de capital e média ponderada do custo de capital. O fluxo de caixa é
mostrado na tabela a seguir:
Tabela 4. Fluxo de caixa da sub-unidade de geração de energia do PBGAGE
Biogeração
1
2003
EBIT
Não operacional
Depreciação e amortização
Variação capital de giro
Caixa gerado pela Atividade
Receita financeira
Investimentos
Dividendos
Geração de caixa após investimentos
Liberações
Amortizações (Amort FINIMP)
Juros desembolsados (Amort FINIMP)
Amortizações (BNDES)
Juros desembolsados (BNDES)
Amortizações (Importação)
Juros desembolsados (Importação)
Amortizações (IGPM)
Juros desembolsados (IGPM)
Geração de caixa após financiamentos
Imposto de renda
Contribuição Social
Aumento de capital
Redução de capital
Geração de caixa líquida
EBIT
Tax
Depreciação e amortização
CAPEX
Carbono
Total Projeto
TIR Projeto
2
2004
3
2005
4
2006
5
2007
6
2008
7
2009
8
2010
9
2011
10
2012
11
2013
12
2014
13
2015
14
2016
5,8
5,9
6,4
6,5
6,2
6,7
6,7
6,3
5,2
4,3
6,7
8,6
8,8
0,0
0,0
0,0
2,9
0,3
8,9
3,9
(0,0)
9,8
3,9
0,1
10,3
3,9
(0,0)
10,4
3,9
(0,0)
10,0
3,9
(0,2)
10,3
3,9
0,0
10,5
3,9
(0,0)
10,2
3,9
(0,0)
9,1
3,9
(0,0)
8,2
1,5
0,0
8,2
0,7
0,0
9,3
0,7
0,0
9,5
0,0
(36,8)
0,0
0,1
(11,1)
(2,9)
0,4
0,0
(2,7)
0,6
0,0
(2,8)
0,8
0,0
(3,0)
1,0
0,0
(3,1)
0,6
0,0
(3,1)
0,6
0,0
(3,4)
0,7
0,0
(3,4)
0,5
0,0
(2,8)
0,4
0,0
(2,2)
0,2
0,0
(4,7)
0,1
0,0
(6,7)
0,0
0,0
(7,2)
(36,8)
26,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
(10,8)
(4,9)
11,2
0,0
(0,0)
0,0
0,0
(3,3)
(0,8)
0,0
(0,6)
1,5
7,5
6,6
0,0
(0,5)
(1,5)
(0,3)
(6,6)
(0,5)
0,0
(0,8)
3,8
8,1
6,3
0,0
(1,2)
(1,7)
(0,3)
(6,3)
(0,2)
0,0
(0,8)
3,9
8,2
0,0
0,0
(1,6)
(1,8)
(0,3)
0,0
0,0
0,0
(0,8)
3,7
8,0
0,0
0,0
(1,6)
(1,9)
(0,2)
0,0
0,0
0,0
(0,8)
3,5
7,8
0,0
0,0
(1,6)
(2,0)
(0,2)
0,0
0,0
0,0
(0,8)
3,2
7,8
0,0
0,0
(1,6)
(2,1)
(0,1)
0,0
0,0
0,0
(0,8)
3,2
7,5
0,0
(2,7)
(1,5)
(0,2)
(0,0)
0,0
0,0
(1,3)
(0,7)
0,9
6,9
0,0
(2,7)
(1,2)
0,0
0,0
0,0
0,0
(1,3)
(0,6)
1,0
6,3
0,0
(2,7)
(0,9)
0,0
0,0
0,0
0,0
(1,3)
(0,5)
0,9
3,7
0,0
(2,7)
(0,7)
0,0
0,0
0,0
0,0
(1,3)
(0,3)
(1,4)
2,7
0,0
(2,7)
(0,4)
0,0
0,0
0,0
0,0
(1,3)
(0,2)
(2,0)
2,3
0,0
(2,5)
(0,1)
0,0
0,0
0,0
0,0
(1,2)
(0,1)
(1,6)
0,0
0,0
14,0
(0,7)
(0,3)
0,0
(0,8)
(0,3)
0,0
(0,9)
(0,3)
0,0
(0,9)
(0,3)
0,0
(0,9)
(0,3)
0,0
(0,9)
(0,3)
0,0
(0,9)
(0,3)
0,0
(0,9)
(0,3)
0,0
(3,9)
(0,8)
(0,3)
0,0
(4,0)
(0,7)
(0,3)
0,0
(4,2)
(0,7)
(0,3)
0,0
(4,4)
(0,8)
(0,3)
0,0
(4,5)
(0,8)
(0,3)
0,0
3,2
0,5
2,7
2,7
2,5
2,3
2,0
2,0
(4,1)
(4,1)
(4,3)
(6,7)
(7,6)
(2,7)
6
(1,0)
3
(11)
0,0
(3,45)
6
(1,1)
4
0
0,0
8,65
6
(1,2)
4
0
0,0
9,03
6
(1,2)
4
0
0,0
9,15
6
(1,2)
4
0
0,0
8,88
7
(1,2)
4
0
0,0
9,30
7
(1,2)
4
0
0,0
9,30
6
(1,2)
4
0
0,0
8,97
5
(1,1)
4
0
0,0
8,04
4
(1,0)
4
0
0,0
7,20
7
(1,0)
1
0
0,0
7,20
9
(1,1)
1
0
0,0
8,21
9
(1,1)
1
0
0,0
8,41
0
0,0
0
(37)
0,0
(36,80)
15,6%
Sub-passo 2d. Análise sensitiva
No caso da sub-unidade de gás, a análise sensitiva foi feita considerando o fator de custo. De fato, podese considerar que a Biogás poderia ser mais eficiente usando esses recursos, reduzindo custos fixos. Nesse
caso, se tais custos fossem reduzidos em 30%, a taxa interna de retorno cresceria levemente para 15,88%
anualmente. Essa taxa ainda está abaixo do “benchmark” de 23,3%. Uma redução de 50% resultaria na
TIR de 17,19%, ainda abaixo do “benchmark”. De outro lado, os custos poderiam também aumentar e um
aumento de 30% causaria o declínio da TIR para 10,6%. Em outro cenário, com custos superiores em
50%, a TIR seria de 8,85%, muito abaixo do “benchmark”.
Para a sub-unidade de energia, foi feita uma análise sensitiva considerando lucros crescentes. Nesse caso,
se os lucros crescessem consideravelmente, sendo 25% maiores, a TIR do projeto não alcançaria nem
20%, sendo 19,87%. Esse valor não é suficiente para ultrapassar o “benchmark” de 23,3%, anteriormente
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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considerado. E, se por algum motivo os lucros diminuírem para 25%, a TIR seria de 11,1%, não atrativa
comparada com o “benchmark”. Dessa forma, mesmo numa situação em que o lucro aumente, a subunidade de energia não proveria uma TIR atrativa se os rendimentos do carbono não fossem
considerados.
Passo 4. Análise prática comum
Sub-passo 4a. Analisar outras atividades similares à atividade de projeto proposta
Não há nenhuma outra atividade similar ao PBGAGE implementada ou a caminho.
Sub-passo 4b. Discutir opções similares que estão ocorrendo
Considerando que não há nenhuma atividade similar amplamente observada e freqüentemente feita, não é
necessário executar uma análise desse tipo.
Passo 5. Impacto do registro MDL
A aprovação e registro da atividade de projeto como atividade de MDL aliviará os obstáculos econômicos
e financeiros de ambas sub-unidades do projeto, superando a remuneração dos títulos do governo de
23,3%, e assim tornando toda a iniciativa atrativa para os investidores. Como benefício advindo da
atividade de projeto, a redução de emissão antropogênica de gás de efeito estufa é realmente um muito
importante. Além do mais, esse projeto como sendo o primeiro desse tipo no Brasil atrairá novos
empreendedores para implementar atividades de projeto similares.
Em acréscimo ao parágrafo acima, a transferência de tecnologia de captação de metano se destaca nessa
atividade de projeto, já que a acionista holandesa – Van Der Wiel – é uma empresa bem conhecida nesse
tipo de tecnologia.
B.4.
Descrição de como a definição do limite do projeto relacionado à metodologia da linha de
base selecionada é aplicada à atividade de projeto:
PBGAGE acontece no aterro Bandeirantes, e a área do aterro é a fronteira do projeto, que inclui os
equipamentos de extração de gás e a usina de geração.
B.5.
Informações detalhadas sobre a linha de base, incluindo a data de término do estudo de
linha de base e o nome da pessoa(s)/entidade(s) que determina(m) a linha de base:
Esse estudo da linha de base foi concluído em 23/12/2004, pela Econergy, que não é uma participante
nesse projeto. Contato para informações:
Marcelo Schunn Diniz Junqueira
[email protected]
Tel: +55 (11) 3219 0068 ext 25
Fax: +55 (11) 3219 0693
www.econergy.com
SEÇÃO C.
C.1
Duração da atividade de projeto/ Período de crédito
Duração da atividade de projeto:
C.1.1. Data de início da atividade de projeto:
23/12/2003
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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C.1.2. Estimativa da vida útil operacional da atividade de projeto:
21 anos e 0 meses
C.2
Escolha do período de obtenção de créditos e informações relacionadas:
C.2.1. Período renovável de obtenção de créditos:
C.2.1.1.
Data de início do primeiro período de obtenção de créditos:
23/12/2003
C.2.1.2.
7 anos e 0 meses
Duração do primeiro período de obtenção de créditos:
C.2.2. Período fixo de obtenção de créditos:
C.2.2.1.
Data de início:
C.2.2.2.
Duração:
>>
>>
SEÇÃO D. Aplicação de uma metodologia e de um plano de monitoramento
D.1.
Nome e referência da metodologia de monitoramento aprovada aplicada à atividade de
projeto:
A metodologia aplicada ao PBGAGE é a ACM0001, chamada “Metodologia de linha de base consolidada
para atividades de projeto de gás de aterro”.
D.2.
Justificativa da escolha da metodologia e por que ela é aplicável à atividade de projeto:
As condições de aplicabilidade para ACM0001 já foram consideradas na seção de linha de base desse
DCP. De fato, PBGAGE é uma atividade de projeto responsabilizada em capturar e queimar metano das
operações do aterro e também usar o metano como combustível para a usina de geração, gerando
eletricidade e evitando usinas de combustível fóssil na margem do sistema de eletricidade brasileiro,
reduzindo as emissões de GEE. Portanto ACM0001 é totalmente aplicável ao PBGAGE.
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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D.2. 1. Opção 1: Monitoramento das emissões no cenário do projeto e no cenário de linha de base
D.2.1.1. Dados a serem coletados para monitorar as emissões da atividade do projeto e como esses dados serão arquivados:
Número de
Identificação
(use números para
facilitar o cruzamento
de referências com a
tabela D.3)
Variável
Fonte
Unidade
Medidos (m),
calculados (c)
ou estimados (e)
Freqüência
do registro
Proporção dos
dados a serem
monitorados
Como os dados
serão arquivados?
(eletronicamente/
em papel)
Comentário
D.2.1.2. Descrição das fórmulas usadas para estimar as emissões do projeto (para cada gás, fonte, fórmula/algoritmo, unidades de
emissão de CO2equ.)
>>
D.2.1.3. Dados relevantes necessários para a determinação da linha de base de emissões antrópicas por fontes de gases de efeito
estufa dentro do limite do projeto e como tais dados serão coletados e arquivados:
Número de
Identificação
(use números para
facilitar o cruzamento
de referências com a
tabela D.3)
Variável
Fonte
Unidade
Medidos (m),
calculados (c)
ou estimados (e)
Freqüência
do registro
Proporção dos
dados a serem
monitorados
Como os dados
serão arquivados?
(eletronicamente/
em papel)
Comentário
D.2.1.4. Descrição das fórmulas usadas para estimar as emissões de linha de base (para cada gás, fonte, fórmula/algoritmo, unidades
de emissões de CO2equ.)
>>
D. 2.2. Opção 2: Monitoramento direto de reduções de emissões da atividade de projeto (os valores devem ser compatíveis com os da seção
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca, formato ou fonte.
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E).
D.2.2.1. Dados a serem coletados para monitoramento das emissões da atividade de projeto, e como esses dados serão arquivados:
Número de
Variável
Fonte
Unidade
Identificação
(use números
para facilitar o
cruzamento de
referências com a
tabela D.3)
1
Captura total de Medidor de
Nm3
LFGTotal
gás de aterro
vazão para
queimadores e
usina geradora
Medidos (m),
calculados (c)
ou estimados (e)
Freqüência
do registro
Proporção
dos dados a
serem
monitorados
Como os dados
serão
arquivados?
(eletronicamente/
em papel)
M
Contínua
100%
Eletronicamente
Nm3
M
Contínua
100%
Eletronicamente
Medidor de
Nm3
vazão para
usina geradora
C
Contínua
100%
Eletronicamente
M/C
(1)
n/a
continuamen
te, (2)
trimestral,
mensal se
instável
2
LFGFlare
Quantidade de Medidor de
gás de aterro aos vazão para
queimadores
queimadores
3
LFGElectricity
Quantidade de
gás de aterro à
usina geradora
4
FE
Queima/eficiênc Eficiência do
ia de combustão. queimador
Determinada
pelas horas de
operação (1) e o
conteúdo de
metano contido
%
Eletronicamente
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca, formato ou fonte.
Comentário
Medido por um medidor de vazão.
Dados serão coletados mensalmente ou
anualmente. Metros cúbicos normais
representam o volume de gás em
metros cúbicos no STP. Dados serão
guardados por dois anos depois do final
do período de crédito.
Medido por um medidor de vazão.
Dados serão reunidos mensalmente ou
anualmente. Metros cúbicos normais
representam o volume de gás em
metros cúbicos no STP. Dados serão
guardados por dois anos depois do final
do período de crédito.
A quantidade de gás de aterro para
usina de geração será determinada pela
diferença entre (1) e (2), acima. Dados
serão guardados por dois anos depois
do final do período de crédito.
(1) Medição continua do tempo de
operação do queimador (e.g. com a
temperatura)
(2) Medição periódica do conteúdo de
metano do gás de escape.
Dados serão guardados por dois anos
depois do final do período de crédito.
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5
wCH4
6
7
8
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no gás expelido
Fração de
Análise
metano no gás contínua
de aterro
Requerimentos
reguladores
relacionados
com o gás de
aterro
Eletricidade
alimentada na
rede
m3CH4/m3 M
LFG
Contínua
100%
Eletronicamente
Legislação
ambiental
Teste
n/a
-
100%
Eletronicamente
Medidor de
eletricidade
MWh
M
Contínua
100%
Eletronicamente
Na
100%
renovação da
linha de base
Eletronicamente
Emissão de CO2 Rede brasileira tCO2/MWh C
intensidade da
eletricidade
Medida contínua por analisador da
qualidade do gás. Dados serão
guardados por dois anos depois do final
do período de crédito.
Eletricidade alimentada na rede será
medida para determinar reduções de
emissões da geração e comercialização
de energia renovável. Dados serão
guardados por dois anos depois do final
do período de crédito.
Intensidade de emissão de CO2 da
eletricidade gerada pela rede será
determinada através de uma
metodologia de linha de base aprovada,
a ACM0002. Esses dados serão
atualizados na renovação da linha de
base, de acordo com a metodologia
considerada. Dados serão guardados
por dois anos depois do final do
período de crédito.
D.2.2.2. Descrição das fórmulas usadas para calcular as emissões do projeto (para cada gás, fonte, fórmulas/algoritmo, unidades de
emissão de CO2equ.):
PBGAGE não gera emissões já que utiliza a eletricidade gerada pelo projeto para operar o projeto de gás de aterro, incluindo os equipamentos de extração
para o sistema de coleta e energia requerida para o transporte de calor.
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca, formato ou fonte.
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D.2.3. Tratamento de fugas no plano de monitoramento
D.2.3.1. Se aplicável, descreva as informações e os dados que serão coletados para monitorar os efeitos das fugas da atividade de
projeto:
Número de
Identificação
(use números
para facilitar o
cruzamento de
referências com a
tabela D.3)
Variável
Fonte
Unidade
Medidos (m),
calculados (c)
ou estimados (e)
Freqüência
do registro
Proporção
dos dados a
serem
monitorados
Como os dados
serão
arquivados?
(eletronicamente/
em papel)
Comentário
Nenhuma fuga segundo ACM0001.
D.2.3.2. Descrição das fórmulas usadas para estimar as fugas (para cada gás, fonte, fórmulas/algoritmo, unidades de emissões de
CO2equ.):
Nenhuma fuga segundo ACM0001.
D.2.4. Descrição das fórmulas usadas para estimar reduções de emissões para a atividade de projeto (para cada gás, fonte,
fórmulas/algoritmo, unidades de emissões de CO2equ.):
ER = ( MD project − MDreg ) * GWPCH 4 + EG * CEFelectricity
MDreg = MD project * AF
MD project = MD flared + MDelectricity
MD flared = LFG flare * wCH 4 * DCH 4 * FE
MDelectricity = LFGelectricity * wCH 4 * DCH 4
ER são as reduções de emissões; MDproject é a quantidade de metano realmente destruído/queimado durante um ano; MDreg é o
metano que teria sido destruído/queimado durante um ano na ausência do projeto; GWPCH4 é o valor aprovado de potencial de
aquecimento global para o metano (considerado 21 por todo o tempo de vida do PBGAGE para estimar reduções de emissões); EG
é a quantidade de eletricidade deslocada da rede; e CEFelectricity é a intensidade deslocada da rede de emissões de CO2.
Considerando que não há nenhum requerimento regulador ou contratual que determine MDreg, um Fator de Efetividade de
Ajustamento de 20% é usado no caso do PBGAGE.
MDflared é a quantidade de metano destruído pela queima (tCH4), LFGflare é a quantidade de gás de aterro queimado durante um ano
medido em metros cúbicos normais (Nm3), wCH4 é a fração média de metano do gás de aterro medido durante um ano e expresso
como uma fração de volume de CH4 por volume de LFG, FE é a eficiência do queimador (a fração de metano destruído) e DCH4 é a
densidade de metano expressa em toneladas de metano por metro cúbico de metano (tCH4/m3CH4), medido em STP. Esse valor é de
fato 0,0007168 tCH4/Nm3CH4.
MDelectricity é a quantidade de metano destruído pela geração de eletricidade e LFGelectricity é a quantidade de gás de aterro alimentado
no gerador de eletricidade.
Deslocamento do Despacho:
ERy: São as reduções de emissões da atividade de projeto durante o ano y em toneladas de CO2.
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca, formato ou fonte.
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ERy = BEthermal, y + BEelectricity, y – PEy – Ly
BEelectricity,y: São as emissões de linha de base devido ao deslocamento do despacho durante o ano y em toneladas de
CO2.
BEthermal, y = 0
BEthermal,y: São as emissões de linha de base devido ao deslocamento de energia térmica durante o ano y em
toneladas de CO2.
PEy=0
PEy: São as emissões do projeto durante o ano y em toneladas de CO2.
Ly=0
Ly: São as emissões de fuga durante o ano y em toneladas de CO2.
BEelectricity, y = EFelectricity * EGy
D.3.
Estão sendo realizados procedimentos de controle de qualidade (CQ) e garantia de qualidade (GQ) para os dados monitorados
Dados
(Indique a tabela e o
número de
identificação por ex.
3.-1.; 3.2.)
1-3
LFG
Grau de incerteza dos dados
(Alto/Médio/Baixo)
Explique os procedimentos de CQ/GQ planejados para esses dados, ou por que tais procedimentos não são
necessários.
Baixo
Medidores de corrente estarão sujeitos a uma manutenção regular e regime de teste para garantir acurácia.
4
FE
Médio
Manutenção periódica assegurará a operação ótima dos queimadores. A eficiência do queimador deve ser checada
trimestralmente, com controle mensal se a eficiência mostrar desvios significantes dos valores prévios.
5
wCH4
Baixo
O analisador de gás estará sujeito a uma manutenção regular e regime de teste para garantir acurácia.
7
Baixo
Medidor de eletricidade será calibrado periodicamente para garantir acurácia.
D.4
Descreva a estrutura operacional e administrativa que o operador do projeto implementará para monitorar as reduções de emissões e
quaisquer efeitos relacionados às fugas, gerados pela atividade de projeto:
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca, formato ou fonte.
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Tanto a usina de geração quanto a usina de energia tem operadores específicos responsáveis em checar o gás queimado, o gás enviado aos motores e a
geração de energia. Tal pessoa é responsável em obter informações relevantes de ambos sistemas de monitoramento. Mensalmente relatórios irão considerar
os principais fatores, assim como as reduções de emissões calculadas de acordo com o DCP.
D.5
Nome da pessoa/entidade que determina a metodologia de monitoramento:
Econergy Brasil é a entidade que determina a metodologia de monitoramento. Econergy Brasil não é um participante nesse projeto. Informações do contato:
Marcelo Schunn Diniz Junqueira.
[email protected]
Tel: +55 (11) 3219 0068 ext 25
Fax: +55 (11) 3219 0693
www.econergy.com
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca, formato ou fonte.
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SEÇÃO E.
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Estimativa de emissões de gases de efeito estufa por fontes
E.1.
Estimativa das emissões de gases de efeito estufa por fontes:
PBGAGE não gera emissões já que usa a eletricidade gerada no projeto para operar o projeto de gás de
aterro, incluindo o equipamento de extração para o sistema de coleta e a energia requerida para o
transporte de calor.
E.2.
Fugas estimadas:
Nenhuma fuga segundo ACM0001.
E.3.
A soma dos itens E.1 e E.2 representando as emissões da atividade de projeto:
E1 +E2 = 0. Portanto, emissões do projeto são nulas.
E.4.
Estimativa das emissões antrópicas por fontes de gases de efeito estufa da linha de base:
Destruição do Metano:
Emissões de GEE por origem na linha de base foram estimadas usando o guia2 do IPCC. No caso do
PBGAGE, na primeira pesquisa de ordem de decaimento foi usado:
Q = L0 R(e − kc − e − kt ) (1)
Onde:
Q = metano gerado no ano corrente (t/ano)
L0 = potencial geração de metano (t/t de resíduo)
R = taxa anual de deposição de resíduos durante a vida útil do aterro (t/ano)
k = constante de geração de metano (1/ano)
c = tempo desde o fechamento do aterro (ano)
t = tempo desde a abertura do aterro (ano)
Entretanto, considerando que a deposição dos resíduos varia entre os anos, IPCC recomenda um caminho
um pouco diferente para considerar essas estimativas, levando em conta essas variações:
QT , x = kR x L0 e − k (T − x ) (2)
Onde:
QT,x = quantidade de metano gerada no ano corrente (T) pelo lixo Rx
X = ano em que o lixo foi depositado
Rx = quantidade de lixo depositada no ano x (t)
T = ano corrente
Com isso em mente, executa-se uma soma considerando todo o metano que será gerado por tonelada de
resíduo, de acordo com o ano da deposição. Esse fato pode ser expresso, de acordo com a última equação,
apresentada como:
2
Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gases Inventory.
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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página 24
QT = ∑ QT , x (3)
Onde QT é a quantidade total de metano a ser gerada no aterro durante um certo tempo.
Para resumir, são fatores relevantes para estimativa de metano:
•
Ano da abertura do aterro
•
Ano do encerramento do aterro
•
Quantidade de lixo depositado no local em um ano estipulado
•
Constante de geração de metano (k)
•
Potencial de geração de metano (L0)
Todas as informações acima, mais a taxa de deposição, são fornecidas da tabela na seção B.3. O lixo
depositado em cada ano desde a abertura do local está mostrado na tabela 5.
Tabela 5. Deposição anual de resíduo real e estimado no aterro Bandeirantes
Year
Ano
Deposited
waste (t)
Resíduos
depositados
Year
Ano
(tons)
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
0
37.450
229.040
231.408
313.633
321.956
325.585
408.887
801.366
1.017.866
1.283.852
977.852
1.206.964
1.224.954
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Deposited
waste
Resíduos depositados
(t)
(tons)
1.508.817
1.377.148
1.616.710
1.823.170
1.971.651
1.992.386
1.874.272
1.741.945
1.761.378
1.746.225
1.973.004
1.792.587
1.845.724
1.850.000
1.850.000
Nota: A deposição de resíduos termina em 2006.
Considerando que o projeto está sendo realizado em duas partes como explicado, as emissões de metano
serão estimadas para duas situações.
Tabela 6. Deposição anual de resíduos nas células AS-1, AS-2 e AS-3 do aterro Bandeirantes
Ano
1978
1979
1980
1981
Deposição de resíduos (t)
0
37.450
229.040
231.408
Ano
1987
1988
1989
1990
Deposição de resíduos (t)
1.017.866
1.283.852
977.852
1.206.964
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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MDL – Conselho executivo
1982
1983
1984
1985
1986
página 25
313.633
321.956
325.585
408.887
801.366
1991
1992
1993
1994
1995
1.224.954
1.508.817
1.377.148
1.616.710
1.823.170
Tabela 7. Deposição anual de resíduos nas células AS-4, AS-5 do aterro Bandeirantes
Ano
1996
1997
1998
1999
2000
2001
Deposição de resíduos (t)
1.971.651
1.992.386
1.874.272
1.741.945
1.761.878
1.746.225
Ano
2002
2003
2004
2005
2006
2007 em
diante
Deposição de resíduos (t)
1.973.004
1.792.587
1.845.724
1.850.000
1.850.000
0
Considerando previamente ao início do PBGAGE, parte do gás de aterro costumava ser queimado
ineficientemente no topo das cabeças dos drenos depois de ser coletado passivamente para garantir
segurança e despreocupação com odores, um Fator de Ajuste de Efetividade (EAF) tem que ser usado
para essa situação, de acordo com ACM0001. Nesse caso, estima-se que ao redor de 20% do metano
passivamente coletado pode ser queimado em condições de combustão pobre (EAF) . Então:
Baselinemethane + destruction = ∑ QT , x − 0,2 * ∑ QT , x = 0,8 * ∑ QT , x
Aplicando as informações acima, com os valores apropriados para k e L0, na equação (2), a tabela
seguinte com as estimativas de emissões de projeto, para o período de obtenção de créditos, pode ser
construída:
Tabela 8. Estimativa de emissão de metano da linha de base para PBGAGE
Ano
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Emissões
(tCO2e)
879.065
1.301.934
1.649.486
1.488.477
1.343.518
1.213.010
1.095.512
Nota: Início da fase 2 do projeto em 2005 (extração das células AS-1, AS-2 e AS-3)
Então, para o primeiro período de obtenção de créditos, as emissões de metano da linha de base devem
estar próximas de 8,9 milhões de tCO2e.
Deslocamento do despacho:
A linha de base relativa à parte de deslocamento do despacho do projeto é a emissão de gases de efeito
estufa da geração elétrica de várias usinas de geração brasileiras, gerando a mesma quantidade de
eletricidade que PBGAGE está produzindo, na margem do sistema elétrico. Na margem da rede, a
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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eletricidade gerada está associada com o fator de emissão de carbono, devido aos geradores de
combustível fóssil em operação.
ACM0002, a metodologia de linha de base escolhida para o cálculo do fator de emissão, considera a
determinação do fator de emissão da rede com que a atividade de projeto faz conexão, sendo esse fator o
dado principal a ser determinado no cenário de linha de base. No Brasil, há duas redes principais, SulSudeste-Centro-Oeste e Norte-Nordeste, então a Sul-Sudeste-Centro-Oeste é a rede relevante para esse
projeto.
O método que será escolhido para calcular a Margem de Operação (MO) para o fator de emissão da linha
de base de eletricidade será a opção (b) “Simple Adjusted OM”, já que a escolha de preferência (c)
“Dispatch Data Analysis OM” enfrentaria a barreira de disponibilidade de dados no Brasil.
Para calcular a Margem de Operação, dados de despacho diários do Operador Nacional do Sistema (ONS)
precisaram ser coletados. ONS não fornece regularmente tais informações, o que implicou em obtê-las
através de comunicação direta com a entidade.
As informações obtidas referem-se aos anos 2001, 2002 e 2003, e são as informações mais recentes
disponíveis nesse estágio (no final de 2004 ONS forneceu dados de despacho para toda a rede
interconectada na forma de relatórios3 diários de 1º de janeiro de 2001 a 31 de dezembro de 2003,
informações mais recentes disponíveis nesse estágio).
Cálculo do “Simple Adjusted Operating Margin Emission Factor” (Margem em Operação)
De acordo com a metodologia, o projeto determina o “Simple Adjusted Operating Margin Emission
Factor” (EFOM, simple adjusted, y). Então, a equação seguinte a ser resolvida é:
∑F
i, j, y
EFOM , simple _ adjusted , y = (1 − λ y )
.COEFi , j
i, j
∑ GEN
j
i ,k , y
+ λy
j, y
∑ F .COEF
∑ GEN
i ,k
i ,k
(tCO2e/GWh)
k,y
k
É assumido aqui que todas as usinas de fontes de baixo custo e despacho obrigatório produzem emissões
nulas.
∑ F .COEF
∑ GEN
i ,k , y
i ,k
i ,k
= 0 (tCO2e/GWh)
k,y
k
Por favor, refira-se ao texto da metodologia ou às explicações das variáveis mencionadas acima.
3
Acompanhamento Diário da Operação do Sistema Iterligado Nacional. ONS-CNOS, Centro Nacional de
Operação do Sistema. Daily reports on the whole interconnected electricity system from Jan. 1, 2001 to Dec. 31,
2003.
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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Dados do ONS, assim como, a planilha do cálculo dos fatores de emissão foram disponibilizados para o
validador (EOD) como um documento de suporte. Na planilha, os dados de despacho foram tratados para
permitir o cálculo do fator de emissão para os três anos mais recentes com as informações disponíveis,
que são de 2001, 2002 e 2003.
Os fatores Lambda foram calculados de acordo com os requisitos da metodologia. Mais informações
detalhadas são fornecidas no Anexo 3. A tabela abaixo apresenta esses fatores.
Ano
2001
2002
2003
Lambda
0,5204
0,5053
0,5312
Geração de eletricidade para cada ano também precisa ser levada em consideração. Essa informação é
fornecida na tabela abaixo:
Ano
2001
2002
2003
Carga elétrica (MWh)
263.706.242
275.402.896
288.493.929
Usando informações apropriadas para Fi,j,y e COEFi,j, fatores de emissão da MO para cada ano podem ser
determinados, como segue:
∑ F .COEF
)
∑ GEN
i , j , 2001
EFOM , simple _ adjusted , 2001 = (1 − λ2001
i, j
i, j
∴ EFOM , simple _ adjusted , 2001 = 0,3524 tCO2/MWh
j , 2001
j
∑ F .COEF
)
∑ GEN
i , j , 2002
EFOM , simple _ adjusted , 2002 = (1 − λ2002
i, j
i, j
∴ EFOM , simple _ adjusted , 2002 = 0,4207 tCO2/MWh
j , 2002
j
∑ F .COEF
)
∑ GEN
i , j , 2003
EFOM , simple _ adjusted , 2002 = (1 − λ2003
i, j
i, j
∴ EFOM , simple _ adjusted , 2003 = 0,4396 tCO2/MWh
j , 2003
j
Finalmente, para determinar a linha de base ex-ante, a média entre os três anos é calculada, determinando
o EFOM,simple_adjusted.
EFOM , simple _ adjusted , 2001− 2003 = 0,404 tCO2/MWh
De acordo com a metodologia usada, o fator de emissão da Margem de Construção (MC) também precisa
ser determinado:
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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∑ F .COEF
=
∑ GEN
i ,m , y
EFBM
página 28
i ,m
i ,m
m, y
m
A geração de eletricidade neste caso, corresponde a 20% do total gerado no ano mais recente (2003),
como as 5 plantas mais recentes construídas geram menos que os 20%, o cálculo do fator em questão
resulta em:
EFBM , 2003 = 0,094 tCO2/MWh
Finalmente, o fator de emissão da linha de base é calculado por uma fórmula de média ponderada,
considerando tanto o MO quanto o MC sendo os pesos de 50% e 50% por definição. Logo, o resultado
será:
EFelectricity , 2001− 2003 = 0,5 * 0,404 + 0,5 * 0,094 = 0,249 tCO2/MWh
É importante notar que considerações adequadas dos pesos acima estão atualmente sendo estudadas pelo
Painel Metodológico, e existe uma possibilidade de que os pesos utilizados na metodologia aplicada aqui
sofram alterações.
As emissões da linha de base poderiam ser proporcionais à eletricidade exportada à rede durante o
período de duração do projeto. As emissões de linha de base devido ao deslocamento de eletricidade são
calculadas pela multiplicação do fator de emissão da linha de base (EFelectricity,2001-2003) pela eletricidade
gerada pela atividade de projeto.
BEelectricity,y = EFelectricity,2001-2003 . EGy
Então, para o primeiro período de crédito, as emissões de linha de base serão calculadas como a seguir:
BEelectricity,y = 0,249 tCO2/MWh . EGy (em tCO2e)
EG é a quantidade de energia que PBGAGE gerará. Além disso, considerando as condições de operação
das usinas de geração (8.560 horas/ano, fator de capacidade de 90% e capacidade instalada de 22 MW),
as emissões de linha de base podem ser estimadas como mostra a tabela 9.
Tabela 9. Emissões de linha de base de deslocamento do despacho
Ano
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Reduções de emissões (tCO2e)
42.203
42.203
42.203
42.203
42.203
42.203
42.203
A partir disso, no primeiro período de crédito, as emissões de linha de base para a parte do deslocamento
do despacho totalizaria 295.421 tCO2e.
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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página 29
E.5.
Diferença entre os itens E.4 e E.3, representando as reduções nas emissões da atividade de
projeto:
Destruição do metano:
A abordagem conservadora para determinar as reduções de emissões devem considerar a eficiência atual
do aparelho de extração de gás, pois nem todo o gás estimado passará pela unidade de tratamento de gás.
Estima-se que aproximadamente 80% do total de gás gerado possa ser extraído usando sistemas de coleta
ativa, o qual estão no Bandeirantes. Então, as reduções de emissões estimadas da destruição do metano
são as emissões de linha de base evitadas, considerando a eficiência da extração:
ERmethane _ destruction = EAF * col _ efficiency * ∑ QT , x = 0,64 * ∑ QT , x
Naturalmente, considerando que as reduções de emissões serão medidas, todo o metano queimado,
descontado pelo EAF, será considerado como reduções de emissões.
Considerando todas essas hipóteses, as reduções de emissões da destruição do metano devem equivaler ao
redor de 7,1 milhões de tCO2e, no primeiro período de crédito.
Deslocamento do despacho:
Considerando que o PBGAGE não gera emissões de GEE na geração de energia, como biogás é uma
fonte renovável, as emissões de reduções são:
ERelectricity = EG * CEF = EG * 0,249 , onde a intensidade de emissão de eletricidade sendo deslocada,
calculada de acordo com ACM0002, é 0,249 tCO2e/MWh para o primeiro período de crédito.
Considerando a perspectiva de geração mencionada na seção E.4, as reduções de emissões pelo
deslocamento de despacho devem totalizar 295.421 tCO2e durante o primeiro período de crédito.
E.6.
Tabela fornecendo valores obtidos ao se aplicar as fórmulas acima:
Tabela 10. Reduções de emissões devido à destruição de metano do PBGAGE durante o primeiro
período de crédito
Ano
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Reduções de emissões
(tCO2e)
703.252
1.041.547
1.319.588
1.190.781
1.074.814
970.408
876.410
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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Tabela 11. Reduções de emissões do deslocamento do despacho do PBGAGE
Ano
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Reduções de emissões
(tCO2e)
42.203
42.203
42.203
42.203
42.203
42.203
42.203
Somando-se as estimativas acima, PBGAGE deve reduzir as emissões em 7,4 milhões de tCO2e no
primeiro período de crédito.
SEÇÃO F.
Impactos Ambientais
F.1.
Documentação sobre a análise dos impactos ambientais, incluindo os impactos
transfronteiriços:
Os impactos ambientais do projeto são analisadas pela SMA – Secretaria de Estado do Meio Ambiente,
através do seu departamento de avaliação de impacto ambiental (DAIA) e agência ambiental do estado de
São Paulo (CETESB).
Para PBGAGE, um relatório ambiental preliminar (RAP) foi preparado, de acordo com a legislação do
estado de Estado de São Paulo. Este foi submetido para SMA para apreciação e questionamento. Depois
de ser analisado pelo DAIA, um relato foi enviado ao desenvolvedor, permitindo o procedimento do
projeto e solicitação da licença de instalação. Essa será emitida pela CETESB, depois de fazer demais
considerações do projeto através do RAP.
PBGAGE recebeu a licença de operação no dia 22 de Dezembro de 2003. Ela atesta que o projeto
obedece a legislação e foi adaptado como exigido pelas autoridades ambientais. A licença é apresentada
na
Figura 5.
Não há impactos transfronteiriços resultantes do PBGAGE.
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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Figura 5. Licença de operação do PBGAGE
F.2.
Se os impactos ambientais forem considerados significativos pelos participantes do projeto
ou pela Parte anfitriã, forneça as conclusões e todas as referências de apoio à documentação
relativa a uma avaliação de impacto ambiental realizada de acordo com os procedimentos, confome
exigido pela Parte anfitriã:
Os impactos ambientais não foram considerados significativos. Medidas foram tomadas para mitigar as
emissões gasosas dos queimadores e motores e para reduzir o ruído.
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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SEÇÃO G.
>>
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Comentários dos Atores
G.1. Breve descrição do processo de convite e compilação dos comentários dos atores locais:
Convites para comentários dos atores locais é solicitado pela Autoridade Nacional Designada (AND)
Brasileira como parte dos procedimentos para análise dos projetos de MDL e emissão das cargas de
aprovação. Esse processo foi seguido pela Biogás, para mostrar essa iniciativa de mitigação de GEE ao
público.
Na primeira resolução, a AND requer que os participantes do projeto comuniquem-se com o público
através de cartas, para comentários:
-
Fórum Brasileiro de ONG´s;
-
Ministério Público;
-
Câmara dos vereadores e prefeitura;
-
Órgãos Ambiental Estadual e Municipal;
-
Associações comunitárias locais.
Biogás enviou cartas a esses participantes e deixou um período de 30 dias em aberto para concederem
comentários.
G.2. Resumo dos comentários recebidos:
Não foram recebidos comentários das partes contatadas.
G.3. Relatório sobre como a devida consideração foi dada aos comentários recebidos:
Considerando que nenhum comentário do projeto foi recebido, não foi possível levar em conta nenhuma
forma de sugestão.
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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Anexo 1
DADOS PARA CONTATO DOS PARTICIPANTES DA ATIVIDADE DE PROJETO
Organização:
Rua/Cx. Postal:
Edifício:
Cidade:
Estado/Região:
CEP:
País:
Telefone:
FAX:
E-Mail:
URL:
Representada por:
Título:
Forma de tratamento:
Sobrenome:
Nome:
Departamento:
Celular:
FAX direto:
Tel direto:
E-Mail:
Organização:
Rua/Cx. Postal:
Edifício:
Cidade:
Estado/Região:
CEP:
País:
Telefone:
FAX:
E-Mail:
URL:
Representada por:
Título:
Forma de tratamento:
Sobrenome:
Nome do meio:
Nome:
Departamento:
Celular:
FAX direto:
Biogás Energia Ambiental S/A
Rua Guararapes, 1909 – 4o. andar – cj 41 Brooklin
São Paulo
SP
04561-004
Brasil
+55 (11) 5505 5533
+55 (11) 5505 4090
[email protected]
www.logoseng.com.br/biogas
Diretor
Sr
Avelino da Silva
Manoel Antônio
Administrativo
+55 (11) 9913 7759
+55 (11) 3117 3179
+55 (11) 3117 3171 ext. 121
[email protected]
Prefeitura de São Paulo
Rua do Paraíso, 387 3º. andar - Paraíso
São Paulo
SP
04103-000
Brasil
+55 (11) 3372 2205
+55 (11) 3372 2200
www.prefeitura.sp.gov.br
Secretário do Verde e Meio-Ambiente
Sr.
Alves Sobrinho
Martins
Eduardo Jorge
Secretaria do Verde e Meio-Ambiente
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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Tel direto:
E-Mail:
página 34
[email protected]
Anexo 2
INFORMAÇÕES SOBRE FINANCIAMENTO PÚBLICO
Não há financiamento público envolvido no PBGAGE.
Anexo 3
INFORMAÇÕES DE LINHA DE BASE
O cenário da linha de base para destruição do metano é a liberação dos gases produzidos pelo aterro na
atmosfera. Tais emissões foram estimadas de acordo com o guia do IPCC, como mostrado na seção E. Os
parâmetros usados estão apresentados na tabela a seguir:
Ano
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
Lo
Deposição de Resíduos (t)
Ano
Deposição de Resíduos (t)
0
1993
1377148
37450
1994
1616710
229040
1995
1823170
231408
1996
1971651
313633
1997
1992386
321956
1998
1874272
325585
1999
1741945
408887
2000
1746225
801366
2001
1761378
1017866
2002
1973004
1283852
2003
1792587
977852
2004
1845724
1206964
2005
1850000
1224954
2006
1850000
1508817
2007-on
0
Fatores de decaimento de primeira ordem
0,055 (tCH4/t resíduo)
k
0,105
Nota: Como foi explicado nesse DCP, de 1978 até 1995, a deposição de resíduos estava ocorrendo
nas células AS-1, AS-2 e AS-3. De 1996 a 2006, enquanto a deposição estará cessando, as células
em operação serão AS-4 e AS-5.
Os fatores acima foram determinados pela análise da Van der Wiel do potencial de gás produzido no
aterro Bandeirantes. A empresa holandesa tem muita experiência nesse ramo e projetou seu próprio
modelo para estimativa. Entretanto, como ACM0001 requer a aplicação de um modelo conhecido
publicamente, as análises de Van der Wiel foram adaptadas para o modelo de primeira ordem de
decaimento do IPCC, usando os fatores acima com uma aproximação conservativa, isto é, que leva a uma
estimativa menor de redução de emissão.
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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O sistema elétrico brasileiro tem sido historicamente dividido em dois subsistemas: Norte/Nordeste
(N/NE) e Sul/Sudeste/Centro-Oeste (S/SE/CO). Isto ocorre principalmente devido à evolução histórica e
física do sistema, o qual se desenvolveu naturalmente ao redor dos grandes centros consumidores do país.
A evolução natural de ambos os sistemas está crescentemente mostrando que a integração ocorrerá no
futuro. Em 1998, o governo Brasileiro anunciou o primeiro movimento com a linha de interconexão entre
S/SE/CO e N/NE. Com investimentos em torno de US$700 milhões, a conexão teve como propósito
principal, na visão do governo, ao menos, ajudar a resolver desequilíbrios energéticos no país: a região
S/SE/CO poderia suprir a N/NE caso fosse necessário e vice-versa.
Todavia, mesmo após o estabelecimento da interconexão, a papelada técnica ainda divide o sistema
Brasileiro em dois (Bosi, 2000)4:
“… onde o Sistema Elétrico Brasileiro se divide em três subsistemas separados”:
(i)
O Sistema Interconectado Sul/Sudeste/Centro-Oeste;
(ii)
O Sistema Interconectado Norte/Nordeste, e
(iii)
Os Sistemas Isolados (que representam 300 localizações eletricamente isoladas dos sistemas
interconectados)”
Além disso, Bosi (2000) apresenta uma forte argumentação a favor do assim chamado multi-projeto de
linha de base:
“Para grandes países com diferentes circunstâncias no interior de suas fronteiras e diferentes redes
energéticas baseadas nos três diferentes sistemas, multi-projetos de linha de base no setor de eletricidade
terão a necessidade de se desagregar abaixo no nível do país para que possa prover representação com
credibilidade do ‘o que poderia ter acontecido de outra forma’”.
Finalmente, deve-se levar em consideração que mesmo que os sistemas estejam interconectados
atualmente, a transmissão de energia entre o N/NE e o S/SE/CO é severamente limitada pela capacidade
das linhas de transmissão. Então, somente uma fração do total de energia gerada em ambos os
subsistemas é enviada de alguma maneira. É natural que essa fração possa mudar de direção e magnitude
(acima da capacidade da linha de transmissão) dependendo do padrão hidrológico, clima e outros fatores
incontroláveis. Mas não é necessário que isso represente uma quantidade significativa da demanda de
cada subsistema. Também deve ser considerado que apenas no final de 2004 a interconexão entre SE e
NE foi concluída, isto é, se os proponentes do projeto estiverem coerentes com a base de dados de
geração disponível no momento da submissão para validação do DCP, uma situação onde a transmissão
de eletricidade entre os subsistemas estava restrita deverá ser considerada.
O sistema elétrico Brasileiro compreende atualmente ao redor de 91,3 GW de capacidade instalada, no
total de 1.420 iniciativas de geração de eletricidade. Destas, aproximadamente 70% são plantas
hidroelétricas, perto de 10% são plantas de energia a partir da queima de gás natural, 5,3% são plantas de
diesel e óleo combustível, 3,1%. São fontes de biomassa ( cana-de-açúcar, Madeira, casca de arroz,
biogás e licor negro), 2% são plantas nucleares, 1,4% são plantas de carvão, e também há 8,1 GW de
capacidade instalada nos países visinhos (Argentina, Venezuela, Uruguai e Paraguai) que deverão
despachar
energia
na
rede
Brasileira
(http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/OperacaoCapacidadeBrasil.asp). Essa capacidade
4
Bosi, M. An Initial View on Methodologies for Emission Baselines: Electricity Generation Case Study.
International Energy Agency. Paris, 2000.
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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assegurada é na realidade compreendida principalmente por 6,3GW da parte do Paraguai na Itaipu
Binacional, uma planta de hidroeletricidade que opera tanto no Brasil quanto no Paraguai , mas cuja
produção é enviada quase que inteiramente para a rede Brasileira.
A metodologia aprovada ACM0002 pede aos proponentes do projeto a se responsabilizar por “todas
fontes geradoras em serviço ao sistema”. Deste modo, ao aplicar uma destas metodologias, os
proponentes de projeto no Brasil devem procurar, e pesquisar, todas as plantas energéticas que servem o
sistema Brasileiro.
Na realidade, informações do tipo das fontes de geração não são publicamente disponíveis no Brasil. O
centro de despacho nacional, ONS – Operador Nacional do Sistema – argumenta que tais informações de
despacho são estratégicas para os agentes de energia e por isso não podem se tornar disponíveis. Por outro
lado, a ANEEL, Agência Nacional de Energia Elétrica, fornece informações de capacidade energética e
outros interesses legais do setor de eletricidade, mas nenhuma informação de despacho pode ser adquirida
por esta entidade.
A respeito disto, os proponentes de projetos procuraram por uma solução plausível para tornar possível o
cálculo do fator de emissão do Brasil com a melhor acurácia possível. Visto que dados de despacho real
são necessários, a ONS foi contatada para que os participantes pudessem saber até que grau de detalhe as
informações poderiam ser fornecidas. Depois de muitos meses de diálogo, a informação de despacho
diário das plantas foi disponibilizada para os anos de 2001, 2002 e 2003.
Os proponentes de projeto, ao discutir a praticabilidade da utilização dos dados, concluíram que era a
mais apropriada informação a ser considerada para determinar o fator de emissão da rede Brasileira. De
acordo com a ANEEL, de fato, a ONS centralizou as plantas de despacho estimadas em 75.547 MW de
capacidade instalada em 31/12/2004, dentre o total de 98.848,5 MW instalados no Brasil na mesma data
(http://www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/Resumo_Gráficos_mai_2005.pdf), incluindo a capacidade
disponível nos países vizinhos para exportar ao Brasil e plantas de emergência, que são despachadas
somente nos períodos de limitações elétricos do sistema. Tal capacidade é na realidade constituída de
plantas com capacidade instalada de 30 MW ou mais, conectadas ao sistema por linhas de energia de
138kV ou linhas de alta voltagem. Então, mesmo que o cálculo do fator de emissão não considere todas
as fontes de geração que servem ao sistema, aproximadamente 76,4% da capacidade instalada que serve
ao Brasil está sendo levada em consideração, o que é suficiente em vista das dificuldades de obtenção de
informações de despacho no Brasil. Além disso, os 23,6% restantes são plantas que não tem despacho
coordenado pela ONS, visto que: mesmo que elas operem com base nos acordos de compra os quais não
estão sob controle das autoridades de despacho, ou estão localizadas em sistemas não interconectados aos
quais a ONS tem acesso. Deste modo, esta parte não é passível de afetar os projetos de MDL, e esta é
outra razão para que não seja, levada em consideração na determinação do fator de emissão.
Na tentativa de incluir todas as fontes de geração, os desenvolvedores do projeto consideraram a opção de
pesquisar por dados disponíveis, mas não oficias para suprimir a lacuna existente. A solução encontrada
foi a base de dados da Agência Internacional de Energia (AIE) criada para executar o estudo “Testes de
Caminhos de Linhas de Base para Projetos de Mitigação de Gases de Efeito Estufa no Setor de Energia
Elétrica”, publicado em Outubro de 2002. Ao fundir os dados da ONS com os dados da AIE em uma
planilha eletrônica, os proponentes do projeto tiveram a possibilidade de considerar todas as fontes de
geração conectadas à redes relevantes para determinara o fator de emissão. O fator de emissão calculado
foi mais conservativo ao considerar apenas os dados da ONS , como é mostrada na tabela abaixo a
margem de construção em ambos os casos.
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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Margem de Construção com fusão de dados
AIE/ONS (tCO2/MWh)
0,205
página 37
Margem de Construção com dados da ONS
(tCO2/MWh)
0,0937
Então, considerando todos os argumentos explanados, os desenvolvedores do projeto decidiram pela base
de dados que considera apenas os dados da ONS, e desta forma foi possível dirigir-se oportunamente ao
caso da determinação do fator de emissão e faze-lo da maneira mais conservadora.
As eficiências das usinas de combustível fóssil também foram retiradas da redação da AIE. Isso foi feito
considerando a falta de mais informações detalhadas sobre essas informações de fontes públicas,
confiáveis e acreditáveis.
Da referência mencionada:
A eficiência de conversão de combustíveis fosseis (%) para plantas de energia térmica foi
calculada com base na capacidade instalada de cada planta e da energia produzida de fato.
Para a maioria das plantas de energia por combustível fóssil em construção, um valor
constante de 30% foi usado como estimativa para a eficiência de conversão de seus
combustíveis fósseis. Essa hipótese foi baseada nos dados disponíveis em literatura e
baseados nas observações da atual situação destes tipos de plantas atualmente em operação
no Brasil. Para as únicas duas plantas de gás natural em ciclo combinado (totalizando 648
MW) assumiu-se taxa de eficiência maior, isto é 45%..
Então apenas dados para plantas em construção em 2002 (com início de operação em 2002 e 2003) foram
estimados. Todas as outras eficiências foram calculadas. Para o melhor do nosso conhecimento, não há
reforma/modernização de usinas de geração mais antigas no período analisado (2001 a 2003). Por essa
razão, os participantes do projeto consideram a aplicação desse número não apenas razoável mas a melhor
opção disponível.
Os dados de despacho horário reunidos mais recentemente recebidos pela ONS foram usados para
determinar o fator lambda para cada um dos anos de dados disponíveis (2001, 2002 e 2003). A geração e
baixo custo e despacho obrigatório foi determinada como a geração total menos a geração das plantas de
geração térmica por combustível fóssil, esta última determinada por dados diários de despacho fornecidos
pela ONS. Toda essa informação foi disponibilizada aos validadores e extensivamente discutida com eles,
de maneira a tornar todos os pontos claros.
Nas páginas seguintes, um resumo das análises é fornecido. Primeiro, a tabela com as 122 plantas de
despacho pela ONS é fornecida. Depois, uma tabela com as conclusões resumidas das análises, com o
cálculo do fator de emissão mostrado. Finalmente, as curvas de duração de carga do sistema S/SE/CO são
apresentadas.
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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página 38
Plantas de Despacho da ONS
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
101
102
103
104
105
106
107
108
109
110
111
112
113
114
115
116
117
118
119
120
121
122
Subsystem*
Fuel source**
Power plant
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
S-SE-CO
H
H
G
H
H
G
G
H
G
O
H
G
H
H
H
G
G
H
G
H
G
G
G
H
H
H
H
H
D
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
N
H
H
H
H
H
H
H
H
O
H
H
H
H
H
H
H
C
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
O
G
G
H
H
H
C
C
C
H
H
C
H
H
C
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
C
O
O
H
H
H
H
H
H
H
Jauru
Gauporé
Três Lagoas
Funil (MG)
Itiquira I
Araucária
Canoas
Piraju
Nova Piratininga
PCT CGTEE
Rosal
Ibirité
Cana Brava
Sta. Clara
Machadinho
Juiz de Fora
Macaé Merchant
Lajeado (ANEEL res. 402/2001)
Eletrobolt
Porto Estrela
Cuiaba (Mario Covas)
W. Arjona
Uruguaiana
S. Caxias
Canoas I
Canoas II
Igarapava
Porto Primavera
Cuiaba (Mario Covas)
Sobragi
PCH EMAE
PCH CEEE
PCH ENERSUL
PCH CEB
PCH ESCELSA
PCH CELESC
PCH CEMAT
PCH CELG
PCH CERJ
PCH COPEL
PCH CEMIG
PCH CPFL
S. Mesa
PCH EPAULO
Guilmam Amorim
Corumbá
Miranda
Noav Ponte
Segredo (Gov. Ney Braga)
Taquaruçu
Manso
D. Francisca
Itá
Rosana
Angra
T. Irmãos
Itaipu 60 Hz
Itaipu 50 Hz
Emborcação
Nova Avanhandava
Gov. Bento Munhoz - GBM
S.Santiago
Itumbiara
Igarapé
Itauba
A. Vermelha (Jose E. Moraes)
S.Simão
Capivara
S.Osório
Marimbondo
Promissão
Pres. Medici
Volta Grande
Porto Colombia
Passo Fundo
Passo Real
Ilha Solteira
Mascarenhas
Gov. Parigot de Souza - GPS
Chavantes
Jaguara
Sá Carvalho
Estreito (Luiz Carlos Barreto)
Ibitinga
Jupiá
Alegrete
Campos (Roberto Silveira)
Santa Cruz (RJ)
Paraibuna
Limoeiro (Armando Salles de Oliviera)
Caconde
J.Lacerda C
J.Lacerda B
J.Lacerda A
Bariri (Alvaro de Souza Lima)
Funil (RJ)
Figueira
Furnas
Barra Bonita
Charqueadas
Jurumirim (Armando A. Laydner)
Jacui
Pereira Passos
Tres Marias
Euclides da Cunha
Camargos
Santa Branca
Cachoeira Dourada
Salto Grande (Lucas N. Garcez)
Salto Grande (MG)
Mascarenhas de Moraes (Peixoto)
Itutinga
S. Jerônimo
Carioba
Piratininga
Canastra
Nilo Peçanha
Fontes Nova
Henry Borden Sub.
Henry Borden Ext.
I. Pombos
Jaguari
Operation start
[2, 4, 5]
Installed capacity
(MW) [1]
Sep-2003
Sep-2003
Aug-2003
Jan-2003
Sep-2002
Sep-2002
Sep-2002
Sep-2002
Jun-2002
Jun-2002
Jun-2002
May-2002
May-2002
Jan-2002
Jan-2002
Nov-2001
Nov-2001
Nov-2001
Oct-2001
Sep-2001
Aug-2001
Jan-2001
Jan-2000
Jan-1999
Jan-1999
Jan-1999
Jan-1999
Jan-1999
Oct-1998
Sep-1998
Jan-1998
Jan-1998
Jan-1998
Jan-1998
Jan-1998
Jan-1998
Jan-1998
Jan-1998
Jan-1998
Jan-1998
Jan-1998
Jan-1998
Jan-1998
Jan-1998
Jan-1997
Jan-1997
Jan-1997
Jan-1994
Jan-1992
Jan-1989
Jan-1988
Jan-1987
Jan-1987
Jan-1987
Jan-1985
Jan-1985
Jan-1983
Jan-1983
Jan-1982
Jan-1982
Jan-1980
Jan-1980
Jan-1980
Jan-1978
Jan-1978
Jan-1978
Jan-1978
Jan-1977
Jan-1975
Jan-1975
Jan-1975
Jan-1974
Jan-1974
Jun-1973
Jan-1973
Jan-1973
Jan-1973
Jan-1973
Jan-1971
Jan-1971
Jan-1971
Apr-1970
Jan-1969
Jan-1969
Jan-1969
Jan-1968
Jan-1968
Jan-1968
Jan-1968
Jan-1967
Jan-1966
Jan-1965
Jan-1965
Jan-1965
Jan-1965
Jan-1965
Jan-1963
Jan-1963
Jan-1963
Jan-1962
Jan-1962
Jan-1962
Jan-1962
Jan-1962
Jan-1960
Jan-1960
Jan-1960
Jan-1959
Jan-1958
Jan-1956
Jan-1956
Jan-1955
Jan-1954
Jan-1954
Jan-1954
Jan-1953
Jan-1953
Jan-1940
Jan-1926
Jan-1926
Jan-1924
Jan-1917
121.5
120.0
306.0
180.0
156.1
484.5
160.6
81.0
384.9
5.0
55.0
226.0
465.9
60.0
1,140.0
87.0
922.6
902.5
379.0
112.0
529.2
194.0
639.9
1,240.0
82.5
72.0
210.0
1,540.0
529.2
60.0
26.0
25.0
43.0
15.0
62.0
50.0
145.0
15.0
59.0
70.0
84.0
55.0
1,275.0
26.0
140.0
375.0
408.0
510.0
1,260.0
554.0
210.0
125.0
1,450.0
369.2
1,874.0
807.5
6,300.0
5,375.0
1,192.0
347.4
1,676.0
1,420.0
2,280.0
131.0
512.4
1,396.2
1,710.0
640.0
1,078.0
1,440.0
264.0
446.0
380.0
320.0
220.0
158.0
3,444.0
131.0
252.0
414.0
424.0
78.0
1,050.0
131.5
1,551.2
66.0
30.0
766.0
85.0
32.0
80.4
363.0
262.0
232.0
143.1
216.0
20.0
1,216.0
140.8
72.0
97.7
180.0
99.1
396.0
108.8
46.0
56.1
658.0
70.0
102.0
478.0
52.0
20.0
36.2
472.0
42.5
378.4
130.3
420.0
469.0
189.7
11.8
Total (MW) =
64,478.6
Fossil fuel
Carbon emission
conversion
factor (tC/TJ) [3]
efficiency (%) [2]
1
0.0
1
0.0
0.3
15.3
1
0.0
1
0.0
0.3
15.3
0.3
15.3
1
0.0
0.3
15.3
0.3
20.7
1
0.0
0.3
15.3
1
0.0
1
0.0
1
0.0
0.28
15.3
0.24
15.3
1
0.0
0.24
15.3
1
0.0
0.3
15.3
0.25
15.3
0.45
15.3
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
0.27
20.2
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
0.3
20.7
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
0.26
26.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
0.26
20.7
0.24
15.3
0.31
15.3
1
0.0
1
0.0
1
0.0
0.25
26.0
0.21
26.0
0.18
26.0
1
0.0
1
0.0
0.3
26.0
1
0.0
1
0.0
0.23
26.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
0.26
26.0
0.3
20.7
0.3
20.7
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
1
0.0
Fraction carbon
oxidized [3]
Emission factor
(tCO2/MWh)
0.0%
0.0%
99.5%
0.0%
0.0%
99.5%
99.5%
0.0%
99.5%
99.0%
0.0%
99.5%
0.0%
0.0%
0.0%
99.5%
99.5%
0.0%
99.5%
0.0%
99.5%
99.5%
99.5%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
99.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
99.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
98.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
99.0%
99.5%
99.5%
0.0%
0.0%
0.0%
98.0%
98.0%
98.0%
0.0%
0.0%
98.0%
0.0%
0.0%
98.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
98.0%
99.0%
99.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.000
0.000
0.670
0.000
0.000
0.670
0.670
0.000
0.670
0.902
0.000
0.670
0.000
0.000
0.000
0.718
0.837
0.000
0.837
0.000
0.670
0.804
0.447
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.978
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.902
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
1.294
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
1.040
0.837
0.648
0.000
0.000
0.000
1.345
1.602
1.869
0.000
0.000
1.121
0.000
0.000
1.462
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
1.294
0.902
0.902
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
* Subsystem: S - south, SE-CO - Southeast-Midw est
** Fuel source (C, bituminous coal; D, diesel oil; G, natural gas; H, hydro; N, nuclear; O, residual fuel oil).
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
Agência Nacional de Energia Elétrica. Banco de Informações da Geração (http://w w w .aneel.gov.br/, data collected in november 2004).
Bosi, M., A. Laurence, P. Maldonado, R. Schaeffer, A.F. Simoes, H. Winkler and J.M. Lukamba. Road testing baselines for GHG mitigation projects in the electric power sector. OECD/IEA information paper, October 2002.
Intergovernamental Panel on Climate Change. Revised 1996 Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
Operador Nacional do Sistema Elétrico. Centro Nacional de Operação do Sistema. Acompanhamento Diário da Operação do SIN (daily reports from Jan. 1, 2001 to Dec. 31, 2003).
Agência Nacional de Energia Elétrica. Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração. Resumo Geral dos Novos Empreendimentos de Geração (http://w w w .aneel.gov.br/, data collected in november 2004).
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO
(MDL-DCP) - Versão 02
MDL – Conselho executivo
página 39
Tabela Resumo
Emission factors for the Brazilian South-Southeast-Midwest interconnected grid
Baseline (including imports)
EF OM [tCO2/MWh]
Load [MWh]
0,7350
263.706.242
0,8504
275.402.896
0,9378
288.493.929
Total (2001-2003) =
827.603.067
EF OM, simple-adjusted [tCO2/MWh]
EF BM,2003
0,4043
0,0937
Weights
Default weights
w OM = 0,5
w OM = 1,00
w BM = 0,00
w BM = 0,5
EF OM [tCO2/MWh]
0,2490
2001
2002
2003
LCMR [MWh]
Imports [MWh]
244.665.786
5.493.162
258.720.232
1.607.395
274.649.425
459.586
778.035.443
7.560.143
from ONS-Lambda SSECO 2001-2003.xls
λ 2001
0,5204
λ 2002
0,5053
λ 2003
0,5312
50,000
LDC
Load Duration Curve - 2001
Hydro+Nuclear
45,000
40,000
35,000
MWh/h
30,000
25,000
20,000
15,000
10,000
5,000
8659
8437
8215
7993
7771
7549
7327
7105
6883
6661
6439
6217
5995
5773
5551
5329
5107
4885
4663
4441
4219
3997
3775
3553
3331
3109
2887
2665
2443
2221
1999
1777
1555
1333
889
1111
667
445
1
223
0
Hours
Figura 6.Curva de duração de Carga para o sistema S/SE/CO, 2001
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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página 40
45,000
LDC
Load Duration Curve - 2002
Hydro+Nuclear
40,000
35,000
MWh/h
30,000
25,000
20,000
15,000
10,000
5,000
8641
8425
8209
7993
7777
7561
7345
7129
6913
6697
6481
6265
6049
5833
5617
5401
5185
4969
4753
4537
4321
4105
3889
3673
3457
3241
3025
2809
2593
2377
2161
1945
1729
1513
1297
865
1081
649
433
1
217
0
Hours
Figura 7. Curva de duração de Carga para o sistema S/SE/CO, 2002
50,000
LDC
Load Duration Curve - 2003
Hydro+Nuclear
45,000
40,000
35,000
25,000
20,000
15,000
10,000
5,000
8,659
8,437
8,215
7,993
7,771
7,549
7,327
7,105
6,883
6,661
6,439
6,217
5,995
5,773
5,551
5,329
5,107
4,885
4,663
4,441
4,219
3,997
3,775
3,553
3,331
3,109
2,887
2,665
2,443
2,221
1,999
1,777
1,555
1,333
1,111
889
667
445
1
0
223
MWh/h
30,000
Hours
Figura 8. Curva de duração de Carga para o sistema S/SE/CO, 2003
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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Anexo 4
PLANO DE MONITORAMENTO
Pela metodologia de monitoramento, pôde-se perceber que há cinco variáveis principais a serem medidas:
•
Vazão de metano do aterro;
•
Vazão de metano nos queimadores;
•
Vazão de metano na usina de geração;
•
Conteúdo de metano no gás de aterro;
•
Eficiências dos queimadores;
•
Eletricidade enviada à rede.
A unidade de gás do PBGAGE está instalada com os equipamentos mais atuais para obter medidas
continuamente e permitir acesso remoto ao equipamento e aos dados. Os equipamentos do sistema estão
conectados por uma ferramenta programável de controle lógico (Programable Logic Control – PLC) que
permite os operadores checar rapidamente as principais variáveis da unidade através de interface
amigável. Com o PLC, os usuários tem também acesso aos dados continuamente medidos, como o
conteúdo de metano no gás de aterro e a vazão de metano.
Vazão de Metano:
Há dois medidores de vazão instalados para a operação do PBGAGE: um na linha principal logo após os
sopradores e outro na linha dos queimadores. A destruição de metano na usina de geração é então medida
pela diferença dos dois acima. Ambos são do mesmo modelo: Instromet B.V SM-RI-X-K, que foram
calibrados pelo Nederlands Meetinstituut, instituto holandês para calibração e verificação. Os medidores
de vazão são conectados à ferramenta PLC, e os dados são registrados continuamente. Além disso, os
medidores são selados, o que previne a manipulação dos dados.
Ligado a cada um dos medidores de corrente há um dispositivo eletrônico de conversão de volume, que
converte o volume medido pelo medidor de vazão para o volume a 0oC e 1,01325 bar, isto é, o STP. Esses
dispositivos foram calibrados pelo Nederlands Meetinstituut.
Conteúdo de metano no LFG:
O conteúdo do metano no LFG é crítico no PBGAGE, já que é o combustível da usina geradora e então
sua concentração determinará mais adiante a quantidade de eletricidade que pode ser gerada. Para medir
essas informações, PBGAGE conta com um analisador contínuo BINOS 100 manufaturado pelo NUK,
um fornecedor alemão. O analisador também está conectado ao sistema de dados pelo PLC, com
informações de fácil acesso por um computador.
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.
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página 42
Eficiências dos queimadores:
PBGAGE foi projetado para assegurar completa destruição de metano nos queimadores instalados. No
entanto, seguindo com a metodologia de monitoramento aplicada a esse caso, os proprietários do projeto
contratarão especialistas para fazer análises de gases para determinar se algum metano não está sendo
queimado, e se isso ocorrer, quanto do gás está sendo liberado para a atmosfera.
Eletricidade enviada à rede:
A eletricidade gerada na usina de geração é monitorada internamente, pelo medidor instalado na saída do
equipamento, e externamente, na subestação do distribuidor de eletricidade. Em ambos os casos, os
medidores são calibrados e cumprem com os modelos reguladores de comercialização de energia no
Brasil. Considerando que a distância entre a usina de geração e a subestação é muito pequena, PBGAGE
usará o medidor da usina de geração para determinar a quantidade de eletricidade gerada para então
determinar as reduções de emissões devido ao deslocamento do despacho.
Biogás gera mensalmente relatórios cobrindo essas informações, mas a eficiência dos queimadores, será
determinada com menos freqüência. Tais relatórios serão encaminhados para o verificador para compor o
relatório de verificação. Algumas das informações incluídas são:
•
Geração total de energia;
•
Energia exportada;
•
Energia consumida internamente;
•
Total de biogás extraído;
•
Total de biogás destruído nos queimadores;
•
Total de biogás destruído nos motores;
•
Conteúdo médio mensal de metano no biogás;
•
Média mensal de volume extraído a cada hora do biogás;
•
Reduções de emissões do metano destruído.
A maneira que essas variáveis serão mostradas no relatório pode passar por pequenas mudanças, a fim de
incorporar sugestões de verificação e/ou necessidades.
Este modelo não deve ser alterado. Deve ser preenchido sem modificações/ adição de cabeçalhos ou logomarca,
formato ou fonte.