FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO
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MECANISMO DE DESENVOLVIMENTO LIMPO
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO (CDM-PDD)
Versão 3 - em vigor desde: 28 de julho de 2006
SUMÁRIO
A. Descrição geral da atividade do projeto
B. Aplicação de uma metodologia de linha de base e monitoramento
C. Duração da atividade do projeto/período de obtenção de créditos
D. Impactos ambientais
E. Comentários das partes interessadas
Anexos
Anexo 1: Informações de contato dos participantes da atividade do projeto
Anexo 2: Informações sobre financiamento público
Anexo 3: Informações sobre a linha de base
Anexo 4: Plano de monitoramento
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SEÇÃO A. Descrição geral da atividade do projeto
A.1. Título da atividade do projeto:
Título do Projeto: PCH Ijuizinho II CEEE
Versão DCP: 1
Data: 07/03/2012
A.2. Descrição da atividade do projeto:
A Pequena Central Hidrelétrica Ijuizinho II CEEE (daqui em diante referida como “PCH Ijuizinho”)
iniciou sua operação em 1950, explorando o potencial energético do rio Ijuizinho com uma capacidade
instalada de apenas 1 MW. A PCH localiza-se nos municípios de Eugênio de Castro e Entre-Ijuis, no
Estado do Rio Grande do Sul, na região Sul do Brasil.
A substituição dos equipamentos da PCH Ijuizinho será realizada pela CEEE-GT, a concessionária do
projeto, e serão adicionados 15 MW com três turbinas tipo Francis e três geradores. A capacidade
instalada final do projeto será de 15 MW, uma vez que os equipamentos existentes serão desativados. A
barragem existente também será modificada e o projeto hidráulico original da PCH Ijuizinho sofrerá
modificações substanciais. Como justificado na Seção B.4, na ausência da atividade de projeto da PCH
Ijuizinho, a PCH Ijuizinho continuaria a gerar energia, sem que fossem necessários investimentos para
manter a situação atual.
A Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT é uma empresa de
economia mista pertencente ao Grupo CEEE, concessionária de serviços públicos de energia elétrica na
região sul-sudeste do Estado do Rio Grande do Sul. As usinas hidrelétricas da CEEE-GT, localizadas em
dois principais sistemas, Jacuí e Salto, totalizam uma potência própria instalada de 909,9 MW.
A CEEE-GT é a responsável pela maioria das instalações que compõem a Rede Básica de Transmissão
do Estado, viabilizando o transporte e suprimento de energia às Concessionárias de Distribuição que
atuam no RS. As instalações de propriedade da CEEE e aquelas sob a sua responsabilidade,
disponibilizadas para o Estado, são compostas por 64 Subestações, totalizando uma potência de 7.800
MVA.
O projeto proposto reduz as emissões de gases de efeito estufa (GEE) que teriam ocorrido de outra
maneira na ausência da atividade de projeto, evitando a geração de energia por fontes de combustível
fóssil nas margens operacional e de construção do sistema. É importante destacar que as estimativas de
cenários futuros revelam um aumento no consumo de combustíveis fósseis, de acordo com a intenção do
governo brasileiro em diversificar as fontes de geração de energia, segundo seus últimos estudos
divulgados.
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Contribuição do projeto ao desenvolvimento sustentável
A atividade de projeto proposta tem o objetivo de auxiliar o Brasil atender sua crescente demanda por
eletricidade devido ao desenvolvimento econômico do país, e a aumentar a participação de fontes
renováveis de energia na rede nacional. Esta fonte limpa e renovável de energia também terá uma
importante contribuição ao desenvolvimento sustentável pela redução da emissão de gases de efeito
estufa (GEE), por evitar a geração de eletricidade por usinas de combustível fóssil conectadas à rede.
A PCH Ijuizinho irá melhorar o fornecimento de eletricidade a partir do potencial renovável hidrológico
enquanto contribuirá também ao desenvolvimento econômico regional/local. Este desenvolvimento será
alcançado pela redução da dependência nacional de combustíveis fósseis, reduzindo, portanto a poluição
gerada e seus custos associados. O projeto também irá contribuir para o aumento de oportunidades de
emprego na área em que está localizado, pela construção da usina e por sua operação e manutenção.
A.3. Participantes do projeto:
Nome da parte envolvida (*)
((o anfitrião) indica a parte
anfitriã)
Entidade(s) privada(s) e/ou
pública(s) participantes do
projeto (se for o caso):
Por gentileza, indique se a parte
envolvida deseja ser considerada
como participante do projeto
(Sim/Não)
Brasil (anfitrião)
Entidade Privada: CEEE-GT Não
Entidade Privada: Lumina
Engenharia e Consultoria Ltda. Não
(*) De acordo com as modalidades e procedimentos do MDL, no período de disponibilizar o DCP-MDL
ao público no estágio de validação, uma parte envolvida pode ou não ter fornecido sua aprovação. No
momento de solicitar o registro, é necessária a aprovação da(s) Parte(s) envolvida(s).
Tabela 1 – Partes e entidades privadas e públicas envolvidas na atividade
A.4. Descrição técnica da atividade do projeto:
A.4.1. Local da atividade do projeto:
A.4.1.1. Parte(s) anfitriã(s):
Brasil
A.4.1.2. Região/Estado/Província, etc.:
Rio Grande do Sul
A.4.1.3. Município/Cidade/Comunidade, etc.:
Eugênio de Castro
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A.4.1.4. Detalhes da localização física, inclusive informações que
possibilitem a identificação inequívoca desta atividade de projeto (máximo de uma página):
A PCH Ijuizinho localiza-se no rio Ijuizinho, nos municípios de Eugênio de Castro e Entre-Ijuis, no
Estado do Rio Grande do Sul. A localização dos municípios é apresentada na Figura 1. As coordenadas
geográficas do projeto são 28°26’32.47’’S e 54°17’21.32’’ O (barragem) e 28°26’7.38’’S e
54°17’17.30’’O (casa de força) e são apresentadas na Figura 2.
Figura 1 – Localização de Eugênio de Castro e Entre-Ijuis
Fonte: http://en.wikipedia.org/wiki/Eug%C3%AAnio_de_Castro
http://pt.wikipedia.org/wiki/Entre-Iju%C3%ADs
Eugênio de Castro Entre-Ijuis
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Figura 2 – Localização Geográfica da PCH Ijuizinho II CEEE
Fonte: Google Earth
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A.4.2. Categoria(s) da atividade do projeto:
Escopo Setorial 1 - Indústrias de Energia (Fontes Renováveis / Não Renováveis)
A.4.3. Tecnologia a ser empregada pela atividade do projeto:
Os equipamentos e tecnologia da PCH Ijuizinho foram aplicados com sucesso em projetos similares no
Brasil e no mundo, de acordo com a legislação nacional para projetos de usinas hidrelétricas. Ademais, o
projeto utiliza apenas equipamentos nacionais e, portanto, não há nenhuma transferência de tecnologia ou
conhecimento para o País Anfitrião. O arranjo geral da PCH Ijuizinho é mostrado na Figura 3.
A PCH Ijuizinho iniciou sua operação em 1950, explorando o potencial do rio Ijuizinho com uma
capacidade instalada de apenas 1 MW, e com um reservatório de 0,038 km².
A atividade de projeto de substituição aqui proposta irá adicionar 15 MW à PCH Ijuizinho com três
turbinas tipo Francis e três geradores síncronos. O fator de carga previsto do projeto é de 57,86%, com
base em uma energia média de 8,68 MW. Ademais, o reservatório da usina será aumentado para 1,01
km². Como justificado na Seção B.4, na ausência da atividade de projeto, a PCH Ijuizinho continuaria a
gerar energia, com a necessidade apenas de gastos referentes à operação e manutenção da usina.
Apesar de a atividade de projeto considerar um aumento na área do reservatório existente, a densidade de
potência do projeto é maior do que 10 W/m² e, portanto, não é necessário considerar nenhuma emissão
de CH4 proveniente do reservatório. As únicas emissões de GEE consideradas são as emissões de linha
de base de CO2 de usinas de combustíveis fósseis na rede, que são compensadas pela atividade de
projeto.
A subestação existente da PCH Ijuizinho será desativada e uma nova subestação será construída, com 20
MVA, e será conectada à subestação de Santo Ângelo por meio de uma linha de transmissão de 69 kV e
6 km de comprimento.
Equipamentos a serem instalados no local:
Turbinas: 3 (três) tipo Francis, eixo horizontal
Geradores: 3 (três) síncronos, eixo horizontal
As tabelas abaixo apresentam as principais características técnicas e os equipamentos da atividade de
projeto:
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PARAMETRO VALOR FONTE
Capacidade Instalada Anterior
(MW) 1,00
Projeto Básico
Nova Capacidade Instalada (MW) 15 Ficha Técnica ANEEL, Projeto
Básico
Energia Anterior (MW médios) 0,50 Série histórica.
Nova Energia (MW médios) 8,68 Ficha Técnica ANEEL, Projeto
Básico
Geração Estimada Anual (MWh) 76.036,80 Calculada com base na nova energia
do projeto.
Área do Reservatório Anterior
(km²) 0,038
Licença de Operação n° 9.118/2008-
DL emitida pela FEPAM.
Aumento do Reservatório (km²) 0,972 Calculada com a diferença entre a
area nova e anterior do reservatório.
Nova Área do Reservatório (km²) 1,01 Ficha Técnica ANEEL, Projeto
Básico
Queda d’água (m) 26,50 Ficha Técnica ANEEL, Projeto
Básico
Vazão Média por Tubina (m³/s) 21,93 Ficha Técnica ANEEL, Projeto
Básico
Geração de Baixa Voltagem (kV) 6,9 Ficha Técnica ANEEL, Projeto
Básico
Geração de Alta Voltagem (kV) 69 Ficha Técnica ANEEL, Projeto
Básico
Comprimento do Canal de Adução
(m) 570
Ficha Técnica ANEEL, Projeto
Básico
Tabela 2 – Principais características da PCH Ijuizinho II CEEE
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TURBINAS
Tipo Francis
Unidades 3
Potência Unitária Nominal 5,208 MW
Rotação Síncrona 276,9 rpm
Queda de Referência 26,5 m
Vazão Unitária Nominal 21,93 m³/s
Eficiência Média 86,9%
GERADORES
Unidades 3
Potência Unitária Nominal 5,560 MVA
Tensão Nominal 6,9 kV
Fator de Potência 0,9
Tabela 3 – Equipamentos e características técnicas da atividade de projeto
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Figura 3 – Arranjo geral da PCH Ijuizinho II CEEE
BARRAGEM
RESERVATÓRIO
CANAL DE ADUÇÃO
CASA DE
FORÇA
CONDUTO
FORÇADO
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A.4.4. Quantidade estimada de reduções de emissões ao longo do período de obtenção de
créditos escolhido:
O projeto deverá gerar uma redução estimada de 104.960 tCO2e durante o período de crédito renovável
de 7 anos selecionado. Observe que as reduções de emissão reais serão baseadas nos dados de
monitoramento, podendo diferir da estimativa apresentada abaixo.
Ano Estimativa anual de redução de
emissões em tCO2e
2013 14.960
2014 14.960
2015 14.960
2016 14.960
2017 14.960
2018 14.960
2019 14.960
Total estimado de reduções (tCO2e) 104.960
Número total de anos de crédito 7
Média anual de reduções estimadas
durante o período de crédito (tCO2e) 14.960
Tabela 4 – Estimativa de redução de emissões do projeto da PCH Ijuizinho
A.4.5. Financiamento público da atividade do projeto:
Não há financiamento público das Partes do Anexo I neste projeto.
SEÇÃO B. Aplicação de uma metodologia de linha de base e monitoramento
B.1. Título e referência da metodologia aprovada de linha de base e monitoramento aplicada à
atividade do projeto:
- EB65/Anexo 16 - ACM0002 – “Metodologia Consolidada de linha de base para geração de
energia elétrica por fontes renováveis conectadas à rede” (versão 12.3.0);
- EB60/Anexo 7 - “Ferramenta combinada para identificação do cenário de linha de base e
demonstração da adicionalidade” (versão 03.0.1);
- EB65/Anexo 21 - "Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade" (versão 06.0.0);
- EB63/Anexo 19 - "Ferramenta para calcular o Fator de Emissão de um sistema elétrico" (versão
02.2.1).
Para mais informações acerca das metodologias acima, visite o link:
http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/approved
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B.2. Justificativa da escolha da metodologia e da razão pela qual ela se aplica à atividade do
projeto:
A metodologia ACM0002 versão 12.3.0 é aplicável à projetos de geração de energia elétrica por fontes
renováveis conectados à rede que (a) instalam uma nova usina em um local onde não há nenhuma usina
de geração de energia elétrica por fontes renováveis que tenha sido operada anteriormente à implantação
da atividade de projeto (greenfield); (b) envolvem a adição de capacidade; (c) envolvem um retrofit de
uma usina já existente; ou (d) envolvem a substituição de uma usina existente.
Além disso, a metodologia só é aplicável se as seguintes condições forem atendidas:
A atividade de projeto é a instalação, adição de capacidade, retrofit ou substituição de uma
usina/unidade de um dos seguintes tipos: hidrelétrica (a fio d’água ou com reservatório de água),
eólica, geotérmica, solar ou oceânica;
No caso de adições de capacidade, retrofits ou substituição (exceto para projetos de adição de
capacidade nos quais a geração de eletricidade na usina existente não é afetada): a usina existente
iniciou sua operação comercial antes do início de um período histórico de referência de 5 anos,
utilizado para o cálculo das emissões de linha de base e definido na seção de emissões de linha
de base, e nenhuma ação de expansão da capacidade ou retrofit da usina ocorreu entre o início
deste período histórico e a implantação da atividade de projeto;
No caso de usinas hidrelétricas, uma das seguintes condições deve ser aplicável:
o A atividade de projeto é implantada em um reservatório existente único ou múltiplo, sem
que haja modificação em seu volume;
o A atividade de projeto é implantada em um reservatório existente único ou múltiço, no
qual o volume do reservatório aumenta e a densidade de potência (Power Density - PD),
segundo as definições descritas na seção de Emissões do Projeto, é superior a 4 W/m²;
o A atividade de projeto resulta em um novo reservatório único ou múltiplo no qual a
densidade de potência, de acordo com as definições da seção de Emissões do Projeto, é
superior a 4 W/m².
Ademais, a metodologia também prevê que no caso de usinas hidrelétricas que utilizem reservatórios
múltiplos em que a densidade de potência de qualquer reservatório é menor do que 4 W/m², todas as
seguintes condições devem ser aplicáveis:
A densidade de potência calculada para toda a atividade de projeto utilizando a equação 5 é
maior do que 4 W/m²;
Reservatórios múltiplos e usinas hidrelétricas localizadas no mesmo rio e que são designadas
para funcionarem juntas como um projeto integrado que constitui coletivamente a geração de
capacidade da usina combinada;
A vazão de água entre reservatórios múltiplos não é utilizada por nenhuma outra usina
hidrelétrica que não faz parte da atividade de projeto;
A capacidade instalada total da usina, que utiliza água dos reservatórios com densidade de
potência menor do que 4 W/m², é menor do que 15 MW;
A capacidade instalada total da usina, que utiliza água dos reservatórios com densidade de
potência menor do que 4 W/m², é 10% menor do que a capacidade instalada total da atividade de
projeto para múltiplos reservatórios.
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No caso de projetos de retrofits, substituições ou adição de capacidade, a metodologia ACM0002 só é
aplicável se o cenário de linha de base identificado for a “continuação da situação atual, i.e. utilizar o
equipamento de geração de energia elétrica existente e utilizado antes da implantação da atividade de
projeto e seguindo a prática-comum de manutenção”.
A atividade de projeto proposta envolve a substituição de uma usina existente (d) e será implantada em
um reservatório existente, localizado no Rio Ijuizinho. A densidade de potência do projeto (PD) é
calculada a seguir:
Onde:
PD = Densidade de potência da atividade de projeto (W/m²);
CapPJ = Capacidade instalada da usina hidrelétrica após a implantação da atividade de projeto (W);
CapBL = Capacidade instalada da usina hidrelétrica antes da execução da atividade de projeto (W). Para
novas usinas hidrelétricas, este valor é zero;
APJ = Área do reservatório medido na superfície da água, após a implantação da atividade de projeto,
quando o reservatório estiver cheio (m²);
ABL = Área do reservatório medido na superfície da água, antes da execução da atividade de projeto,
quando o reservatório estiver cheio (m²). Para novos reservatórios, este valor é zero.
Para a PCH Ijuizinho II CEEE, a densidade de potência é demonstrada abaixo:
PD = 15.000.000 – 1.000.000
1.010.000 – 38.000
PD = 14.000.000
972.000
PD = 14,40 W/m²
A atividade de projeto consiste na substituição da turbina e do gerador existentes na PCH Ijuizinho por
equipamentos novos, que irão fornecer uma capacidade instalada de 15 MW à nova usina. O projeto
também considera um aumento na área do reservatório atual, de 0,038 km² para 1,01 km², considerando
uma densidade de potência de 14,40 W/m², valor superior ao requerido pela metodologia de 4 W/m².
Ademais, conforme requerido pela metodologia ACM0002 e justificado na seção B.4, o cenário de linha
de base do projeto é a “continuação da situação atual, i.e. utilizar o equipamento de geração de energia
elétrica existente e utilizado antes da implantação da atividade de projeto e seguindo a prática-comum de
manutenção”.
Portanto, a AMC0002 “Metodologia Consolidada de linha de base para geração de energia elétrica por
fontes renováveis conectadas à rede”, versão 12.3.0, é aplicável à atividade de projeto.
PD = CapPJ - CapBL
APJ – ABL
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B.3. Descrição das fontes e dos gases abrangidos pelo limite do projeto:
De acordo com a última versão da metodologia ACM0002, o local geográfico e físico da fronteira da
atividade de projeto inclui o projeto e geração de energia elétrica e todas as usinas de geração de energia
elétrica conectadas fisicamente ao sistema de eletricidade que o projeto MDL conecta-se. A fronteira da
PCH Ijuizinho é mostrada na figura abaixo:
Figura 4 – Fronteira da atividade de projeto
Como mostrado na figura acima, a fronteira do projeto compreende a área em que o projeto está
localizado, abrangendo a área do reservatório e sua barragem, a casa de força com seus principais
equipamentos, como as turbinas e geradores, a subestação da PCH Ijuizinho II CEEE e sua conexão com
a rede.
Ademais, é importante ressaltar que a Autoridade Nacional Designada, a Comissão Interministerial de
Mudança Global do Clima – CIMGC adotou um único sistema elétrico, o Sistema Interligado Nacional –
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SIN pela Resolução nº 8, de 26/05/20081, sob a qual se estabelece que o fator de emissão do SIN será
regularmente determinado e publicado pela CIMGC.
Os gases de efeito e estufa e as fontes de emissão incluídas na fronteira do projeto são apresentados na
tabela abaixo:
Fonte Gas Incluído? Justificativa/Explicação
Lin
ha
de
ba
se
Emissões de CO2 advindas da geração de
energia em usinas de queima de combustíveis
fósseis que foram substituídas pela atividade
do projeto.
CO2 Sim Maior fonte de emissão
CH4 Não Menor fonte de emissão
N2O Não Menor fonte de emissão
Ati
vid
ad
e d
e p
roje
to
Para usinas geotérmicas, as emissões
fugitivas de CH4 e CO2 advindas dos gases
não condensáveis contidas no vapor
geotermal.
CO2 Não Menor fonte de emissão
CH4 Não Menor fonte de emissão
N2O Não Menor fonte de emissão
Para usinas geotérmicas, as emissões de CO2
advindas da combustão de combustíveis
fósseis necessária para a operação da usina
geotermal.
CO2 Não Menor fonte de emissão
CH4 Não Menor fonte de emissão
N2O Não Menor fonte de emissão
Para usinas hidrelétricas, emissões de CH4
advindas do reservatório.
CO2 Não Menor fonte de emissão
CH4 Não
A densidade de potência do
projeto é maior do que 10
W/m².
N2O Não Menor fonte de emissão
Tabela 5 – Fontes de emissão incluídas ou excluídas da fronteira do projeto
B.4. Descrição de como o cenário da linha de base é identificado e descrição do cenário da linha
de base identificado:
De acordo com a última versão da metodologia ACM0002 (versão 12.3.0), se a atividade de projeto é o
retrofit ou a substituição de uma usina/unidade existente de geração de energia elétrica conectada à rede
no local da atividade de projeto, que é o caso do projeto da PCH Ijuizinho, então o Etapa 1 da
“Ferramenta combinada para identificação do cenário de linha de base e demonstração da
adicionalidade” deve ser aplicada, conforme segue abaixo.
Etapa 1: Identificação de cenários alternativos
Etapa 1a: Definição de cenários alternativos à atividade de projeto MDL proposta
Identifique todos os cenários alternativos que (a) são disponíveis aos participantes do projeto, (b) não
podem ser implantadas paralelamente à atividade de projeto, e (c) forneçam geração ou serviços com
qualidade, propriedades e aplicação comparáveis às da atividade de projeto MDL proposta.
1 http://www.mct.gov.br/upd_blob/0024/24719.pdf
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Os seguintes cenários alternativos foram considerados:
Cenário de linha de base Resposta dos PPs
S1 A atividade de projeto proposta implantada sem o
registro no MDL
Esta é uma alternativa plausível à atividade
de projeto. No entanto, por favor, veja a
Seção B.5 para mais informações referentes
à análise financeira do projeto.
S2
Quando aplicável nenhum investimento é
realizado pelos participantes do projeto, mas
Terceira(s) parte(s) aplica(m) investimentos ou
ações que fornecem geração ou serviços aos
usuários do projeto com qualidade comparável.
A CEEE-GT é a única concessionária da
PCH Ijuizinho e, portanto, é improvável
que outra(s) empresa(s) invista(m) ou
realize(m) ações para melhorar a
capacidade instalada da usina a fim de
gerar energia e/ou fornecer serviços com
qualidade comparável aos usuários da
atividade de projeto.
Ademais, como explicado e justificado na
Seção B.5, a substituição de PCHs no
Brasil não é uma prática comum e,
portanto, também é improvável que outra(s)
empresa(s) invita(m) em projetos similares
em outras usinas de modo a melhorar suas
respectivas capacidades instaladas.
Logo, esta não é uma opção válida.
S3
Quando aplicável, a continuação da situação
atual, sem a necessidade de investimentos ou
gastos para que ela seja mantida.
Esta não é uma alternativa plausível, pois a
continuação da situação atual, i.e. a
continuação da geração de energia na usina
existente requer a sua operação e
manutenção que apresenta custos
associados.
S4
Quando aplicável, a continuação da situação
atual, requerindo investimento ou gastos para que
ela seja mantida.
A continuação da situação atual é uma
alternativa válida, já que os equipamentos
existentes poderiam continuar operando
com manutenção adequada até 2015.
S5
Outros cenários alternativos válidos,
considerando também a prática-comum no setor
relevante, que fornece geração ou serviços (e.g.
eletricidade, calor ou cimento) com qualidade,
propriedades e aplicação comparáveis,
considerando, quando relevante, exemplos de
cenários identificados na metodologia.
O cenário de prática-comum da atividade
de projeto seria a construção de uma nova
usina de geração de energia elétrica (por
favor, veja a Seção B.5 para mais detalhes),
o que associaria maiores impactos
ambientais e custos de construção. Logo,
este não é um cenário alternativo válido.
S6
Quando aplicável, a “atividade de projeto
implantada sem o registro no MDL” seria
implantada no future (e.g. devido a regulações
existentes, vida útil dos equipamentos, aspectos
financeiros).
Esta opção enfrentaria barreira financeira
(por favor, veja a Seção B.5 para mais
informações) e não há barreiras no Brasil
referentes à regulações existentes e
aspectos financeiros que tornariam
interessante a implantação do projeto
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somente no futuro. Ademais, a atividade de
projeto prevê a substituição dos
equipamentos hoje existentes, sem que
estes continuem operando após a
implantação do projeto. Logo, este não é
um cenário alternativo válido.
Tabela 6 – Cenários alternativos de linha de base à atividade de projeto
Sub-Etapa 1b: Consistência com legislação aplicável
Todos os cenários identificados acima obedecem à legislação atual vigente.
RESULTADO DA ETAPA 1: Apenas dois cenários foram identificados como cenários alternativos
de linha de base para a atividade de projeto e ambos cumprem com a legislação atual aplicável.
Etapa 2: Análise de barreiras
Sub-Etapa 2a: Identificar as barreiras que poderiam impedir a implantação dos cenários alternativos
Estabeleça uma lista complete das barreiras realísticas que podem vir a impedir a ocorrência dos cenários
alternativos.
(a) Barreira financeira
Por favor, veja a seção B.5. para mais informações.
(b) Barreira tecnológica
Não há barreiras tecnológicas que impedem a implantação dos cenários alternativos de linha de base
identificados.
Sub-Etapa 2b. Eliminar os cenários alternativos que são impedidos por alguma das barreiras
identificadas:
Como explicado e justificado na Sub-Etapa 2a, na tabela 6, apenas dois cenários alternativos de linha de
base foram considerados:
S1: A atividade de projeto proposta implantada sem o registro no MDL; e
S4: Quando aplicável, a continuação da situação atual, requerindo investimento ou gastos para
que ela seja mantida.
De acordo com a “Ferramenta Combinada” de adicionalidade, se ao final da etapa 2 ainda existirem
cenários alternativos de linha de base a serem considerados, inclusive a implantação da atividade de
projeto sem ser registrada como um projeto de MDL, então os PPs devem proceder para a etapa 3
(análise de investimento).
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RESULTADO DA ETAPA 2: Como demonstrado nesta etapa, o projeto apresenta dois cenários
alternativos de linha de base plausíveis.
Etapa 3: Análise de investimento
Por favor, verifique a Seção B.5 para mais informações acerca da análise de investimento do projeto.
Etapa 4: Análise de prática-comum
Por favor, verifique a Seção B.5 para mais informações acerca da análise de prática comum do projeto.
B.5. 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 no
âmbito do MDL (avaliação e demonstração da adicionalidade):
Conforme o Glossário de Termos do MDL, a data de início de uma atividade de projeto MDL é a data
mais recente em que ocorreu a implantação, construção ou ação real do projeto.
Consideração prévia do MDL
O “Guia para Demonstração e Avaliação da Consideração Prévia do MDL”, versão 3 do EB49, indica
que “para as atividades de projeto iniciadas após 02/08/2008, os participantes do projeto devem informar
à AND do País Anfitrião e ao secretariado da UNFCCC em forma escrita sobre o início da atividade de
projeto e sua intenção em buscar o status MDL”. Esta carta foi enviada à AND brasileira (CIMGC) em
10/11/2011 e à UNFCCC em 06/02/2012, tendo sido recebida em 07/02/2012.
A tabela abaixo sumariza as datas mais importantes da atividade de projeto:
EVENTO DATA
Comunicação com a DNA Brasileira 10/11/2011
Comunicação com o Conselho Executivo
do MDL
06/02/2012
Recibo do Conselho Executivo do MDL 07/02/2012
Data de início do projeto December, 2012
Tabela 7 – Datas relevantes da atividade de projeto
Adicionalidade
De acordo com a versão 12.3.0 da metodologia ACM0002, a adicionalidade do projeto deve ser
demonstrada seguindo a “Ferramenta combinada para identificação do cenário de linha de base e
demonstração da adicionalidade” versão 03.0.1, que fornece uma abordagem passo-a-passo para
demonstrar e avaliar a adicionalidade, incluindo o seguinte:
ETAPA 1. Identificação de alternativas à atividade de projeto;
ETAPA 2. Análise de barreiras;
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ETAPA 3. Análise de investimento (se aplicável);
ETAPA 4. Análise de prática comum.
Como descrito na Seção B.4, a “Etapa 1. Identificação de cenários alternativos” determinou que os
cenários alternativos de linha de base à atividade de projeto são os que seguem:
S1: A atividade de projeto proposta implantada sem o registro no MDL; e
S4: Quando aplicável, a continuação da situação atual, requerindo investimento ou gastos para
que ela seja mantida.
Ademais, ambos os cenários cumprem com a legislação atual vigente no país.
De acordo com a “Ferramenta combinada para identificação do cenário de linha de base e demonstração
da adicionalidade”, se após a etapa 2 ainda existirem cenários alternativos à atividade de projeto,
inclusive a implantação do projeto sem o registro no MDL, então os PPs devem proceder para a etapa 3
(análise de investimento).
Etapa 3. Análise de investimento
Esta etapa foi aplicada considerando o disposto nas últimas versões da “Ferramenta combinada para
identificação do cenário de linha de base e demonstração da adicionalidade” e da “Ferramenta para
demonstração e avaliação da adicionalidade”.
De acordo com a “Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade”, os PPs devem
determinar se a atividade de projeto não é:
(a) A escolha econômica e financeiramente mais atrativa; ou
(b) Economicamente ou financeiramente viável, sem considerar a receita proveniente da venda de
Reduções Certificadas de Emissão (RCEs).
Sub-etapa 3a. Determine o método de análise apropriado
1) Determine dentre a análise simples de custos, análise comparativa de investimentos ou análise
benchmark (Sub-Etapa 3b). Se a atividade de projeto MDL e a alternativa identificada na Etapa 1
não geram nenhum tipo de benefício econômico ou financeiro além da receita obtida a partir do
MDL, então deve-se aplicar a análise simples de custos (Opção I). Caso contrário, utilize a
análise comparativa de investimentos (Opção II) ou a análise benchmark (Opção III).
As alternativas identificadas na seção B.4 geram benefícios econômico-financeiros além da receita obtida
a partir do MDL, já que a maior fonte de receita do projeto é proveniente da venda de energia elétrica. A
Opção III (análise benchmark) foi selecionada para realizar a análise financeira para avaliar e demonstrar
a adicionalidade do projeto.
Sub-etapa 3b. Opção III. Análise referencial aplicada
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A fim de se analisar as barreiras de investimento do projeto, o Custo Médio Ponderado do Capital
(CMPM) foi calculado como benchmark para ser comparado com a Taxa Interna de Retorno (TIR) do
projeto, seu indicador de retorno financeiro.
A “Ferramenta para Demonstração e Avaliação da Adicionalidade” oferece um guia para utilizar
benchmarks válidos:
Em casos em que a abordagem de benchmark é utilizada, o benchmark aplicado deve ser
apropriado ao tipo de TIR calculada. Taxas comerciais de empréstimo ou custos médios
ponderados do capital (CMPM) são consideradas benchmarks apropriados para a TIR do
projeto.
Ademais:
Benchmarks/retornos esperados internos de empresas (incluindo aqueles utilizados como
retorno esperado de equity no cálculo do CMPC), somente devem ser aplicados em casos em que
só há um desenvolvedor possível para o projeto e deve ser demonstrado que esta taxa foi
utilizada em projetos semelhantes, com riscos semelhantes e desenvolvidos pela mesma empresa
ou, se a empresa é nova no mercado, que teria sido utilizada para projetos semelhantes no
mesmo setor no país/região.
Sub-etapa 3c: Cálculo e comparação de indicadores financeiros
Na 61ª reunião do EB/MDL foi definido o seguinte valor padrão para determinar o retorno esperado de
equity:
O CMPC é definido como:
Em que:
CMPC Custo Médio Ponderado do Capital
ke Peso do equity
re Custo do capital próprio (equity)
kd Peso da dívida
rd Custo da dívida (taxa de juros cobrada pelos credores)
T Impostos incidentes (impostos relacionados à receita)
De acordo com as orientações, o custo do capital próprio (equity) é definido como:
Em que:
CMPC = ke * re + kd * rd * (1 – T)
re = rf + rm+ rB + rs
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re Custo do capital próprio (equity)
rf Uma taxa livre de risco fornece a base para o retorno sobre o capital próprio (equity), em
que um certo retorno é mais ou menos assegurado. O retorno do investimento deve ser
superior à este, se não investir em si mesmo torna-se sem sentido.
Estritamente falando, nenhum investimento é uma taxa livre de risco, mas como um
Proxy, o retorno de um ativo com risco padrão mínimo é utilizado como uma taxa livre
de risco. Os títulos soberanos são geralmente o investimento de menor risco em um dado
país, e são utilizados freqüentemente como Proxy para taxas livres de risco. No entanto,
isto não se aplica à países com um valor padrão de risco. Os títulos do Tesouro dos EUA
têm uma longa seqüência de dados históricos, é um ativo líquido global, e seu risco
padrão é mínimo (já que o dólar americano é a moeda de reserva mundial). O retorno de
longo prazo é de 3,02%, que é utilizado na revisão do rascunho das orientações como
uma taxa livre de risco.
rm O prêmio de risco é o prêmio por colocar um ativo em risco. Para tanto, o retorno real
obtido em ações de longo prazo, em comparação com a taxa livre de risco, pode ser
interpretado como um Proxy para toda a economia de prêmio de risco. O premio de risco
pode ser calculado utilizando o Modelo de Precificação de Ativos Financeiros,
considerando a volatilidade das ações da empresa e do mercado acionário como um todo.
Enquanto esta é freqüentemente usada em empresas em mercados maduros, não é
adequado em muitos países em desenvolvimento (Países Anfitriões do MDL), onde os
mercados de ações são pequenos e não têm uma história para obter um valor fiável.
Novamente, o retorno de ações dos EUA durante um longo prazo prevê o cenário mais
ideal, já que este é de longe o maior mercado e possui maior liquidez, fornecendo dados
sobre um prazo mais longo. O valor de 6,5% é considerado adequado3.
rB+ rs Risco soberano + Risco do Setor: uma vez que tanto a taxa livre de risco e o prêmio de
risco são baseados em dados dos EUA, a tarefa restante é extrapolar para outros países.
Daqui resulta que o investimento nos países em desenvolvimento (como exigido pelo
MDL) acarreta mais riscos, que deve ser refletido no retorno esperado sobre o
investimento nesses países. Isso é refletido na maior parte do risco padrão soberano, que
é mostrado em swaps padrões soberanos emitidos por agências de rating. O valor padrão
para uma empresa de energia no Brasil é de 11,75%.
Portanto, o custo padrão do capital próprio é:
re = 21.25%
O BNDES, um banco estatal, é, na prática, a única fonte de financiamento para projetos de infra-estrutura
no Brasil. Este banco oferece financiamento de longo prazo a custos subsidiados. De acordo com o
banco:
2 Based on real returns on US long-term compounded average returns of US treasury bonds over the period 1954 to 2007.
3 Annualized equity premium of US stocks relative to bonds 1990 - 2005, 6.5%.
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O suporte para soluções para os problemas de infra-estrutura é de grande importância, como
este é fundamental para melhorar o bem-estar da população brasileira. Conseqüentemente, é
possível que todos os cidadãos ganhem acesso a serviços básicos, como eletricidade,
comunicações, transportes públicos urbanos e saneamento. Ao mesmo tempo, a expansão da
infra-estrutura promove uma queda nos custos, aumento da produtividade, melhoria da
qualidade de bens e serviços dentro da estrutura produtiva e consolidação da integração
regional.
Há uma linha especial para projetos de geração de energia4 em que a taxa de juros é a soma de:
a) Custo Financeiro: TJLP (Taxa de Juros de Longo Prazo) é a taxa oficial do banco e estabelecido
trimestralmente de acordo com a expectativa de inflação para um determinado período5. A média
dos últimos dois anos é de 6,0%.
b) Remuneração do Banco: 0,9% para usinas de geração de energia, à exceção de usinas de
combustível fóssil6; e
c) Taxa de risco de crédito: o BNDES define que a taxa de risco de crédito varia entre 0 e 3,57%7.
É comum o uso do valor máximo desta taxa para novos projetos, como o caso da PCH Ijuizinho.
Além disso, financia-se até 70% do investimento total geralmente com um prazo de amortização de 10
anos. Portanto, o custo da dívida pode ser tomado como:
rd = 6% + 0,9% + 3,57%
rd = 10,47%
e ke e kd são respectivamente 30% e 70%.
A legislação fiscal brasileira permite duas modalidades chamadas lucro presumido ou real. Empresas
como a CEEE-GT, com receita bruta anual acima de certo limite, devem usar as regras do lucro real em
que há uma taxa de 25% para o imposto de renda, mais 9% para contribuição social.
O CMPC é, portanto, 11,21%.
Para demonstrar a adicionalidade do projeto de um modo transparente e conservativo, a análise de fluxo
de caixa foi realizada para a atividade de projeto da PCH Ijuizinho. Os arquivos originais da análise
financeira serão fornecidos à EOD, AND e ao Conselho Executivo do MDL.
Os pressupostos de base nos cálculos da TIR são mostrados na tabela abaixo:
4 www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Institucional/Apoio_Financeiro/Produtos/FINEM/energia_eletrica_geracao.html
5 www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Institucional/Apoio_Financeiro/Custos_Financeiros/Taxa_de_Juros_de_Longo_Prazo_TJLP/
index.html
6http://www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Institucional/Apoio_Financeiro/Produtos/FINEM/energia_ele
trica_geracao.html
7http://www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Institucional/Apoio_Financeiro/Produtos/FINEM/energia_ele
trica_geracao.html
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Parametro Valor Fonte
Nova Capacidade Instalada (MW) 15 Ficha Técnica ANEEL,
Projeto Básico
Geração Estimada Anual (MWh) 76.037
Calculada a partir da
nova energia do
projeto.
Vidá útil do projeto (anos) 23 (até 2035) Contrato de Concessão
ANEEL n° 25/20000
PPA (R$/MWh) 91,20 Leilão de Energia A-5
de 20/12/2011
Investimento total (R$) 85.353.635,00 OPE Eletrobrás
TIR (%) 6,04 Fluxo de caixa
Custos O&M (R$/MWh) 8,00
Tabela 8 – Parâmetros utilizados no cálculo da TIR do projeto
A TIR (Taxa Interna de Retorno) do projeto sem os benefícios do MDL é menor do que o CMPC do
período. Portanto, a PCH Ijuizinho não é a alternativa financeira mais atrativa, já que sua TIR é 6,04%,
menor do que o benchmark CMPC de 11,21%.
De acordo com a “Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade”, se a Opção III (análise
benchmark) é utilizada e se a atividade de projeto de MDL apresenta um indicador menos favorável (ex.
TIR menor) do que o benchmark, então a atividade de projeto de MDL não pode ser considerada como
sendo financeiramente atrativa.
Logo, a PCH Ijuizinho não é atrativa financeiramente.
A Sub-etapa 3c foi satisfeita.
Sub-etapa 3d: Análise de sensibilidade
A fim de mostrar que a conclusão referente à atratividade financeira do projeto é robusta a variações
razoáveis, os quatro parâmetros listados a seguir foram selecionados para a aplicação da análise de
sensibilidade:
Investimento total;
Custo de O&M;
Preço da energia (PPA);
Geração de energia elétrica.
O impacto gerado na TIR do projeto é apresentado nas tabelas a seguir, nas quais os parâmetros
selecionados sofrem uma variação de -20% até +20%, de acordo com o Anexo “Orientações para a
Avaliação da Análise Financeira” da “Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade”,
versão 2.
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Análise de Sensibilidade da TIR do projeto, sem benefícios do MDL
INVESTIMENTO
Variação TIR R$ mil
-44,80% 11,21% 47.115,21
-20% 7,79% 68.282,91
-10% 6,84% 76.818,27
-5% 6,43% 81.085,95
0% 6,04% 85.353,64
5% 5,69% 89.621,32
10% 5,36% 93.889,00
20% 4,76% 102.424,36
Tabela 9 – Análise de investimento
CUSTOS DE O&M
Variação TIR R$/MWh
-100% 6,79% 0,00
-20% 6,20% 6,40
-10% 6,12% 7,20
-5% 6,08% 7,60
0% 6,04% 8,00
5% 6,00% 8,40
10% 5,97% 8,80
20% 5,89% 9,60
Tabela 10 – Análise dos Custos de O&M
PPA
Variação TIR R$/MWh
-20% 4,26% 72,96
-10% 5,20% 82,08
-5% 5,63% 86,64
0% 6,04% 91,20
5% 6,45% 95,76
10% 6,84% 100,32
20% 7,61% 109,44
72,70% 11,21% 157,50
Tabela 11 – Análise do PPA
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GERAÇÃO DE ENERGIA
Variação TIR MWh/ano
-20% 4,48% 60.829,44
-10% 5,29% 68.433,12
-5% 5,67% 72.234,96
0% 6,04% 76.036,80
5% 6,41% 79.838,64
10% 6,76% 83.640,48
20% 7,45% 91.244,16
81,20% 11,21% 137.778,68
Tabela 12 – Análise da geração de energia
O investimento do projeto sofreu variação de -10% e -20% e a geração de energia elétrica e seu preço
foram variados em 10% e 20%.
Redução do investimento: Em relação ao investimento, uma redução de 20% leva a uma TIR
abaixo do CMPC. Somente com uma redução de 44,80% é que a TIR do
projeto iguala-se ao benchmark. Isto corresponde a uma redução de mais
de R$38 milhões no investimento total do projeto.
Custos de O&M: Analisando o impacto dos custos de O&M, verificou-se que uma
redução de 20% leva à uma TIR inferior ao CMPC. Mesmo com uma
redução de 100% neste parâmetro, a TIR do projeto permanece abaixo
do benchmark. Portanto, este parâmetro é considerado insignificante.
Venda de energia: O último leilão de energia no Brasil contratou eletricidade proveniente
de uma usina hidrelétrica pelo preço de R$91,20/MWh8. Acrescentando
20% neste valor, o preço sobe para R$109,44/MWh e a TIR
correspondente do projeto permanece abaixo do CMPC. Somente com
um aumento de 72,70% no preço da energia é que a TIR do projeto
iguala-se ao benchmark (com um preço de R$157,50/MWh). Um
aumento desta magnitude é improvável de ocorrer. Os últimos leilões
ocorridos no país e realizados pela CCEE comprovam este argumento. A
tabela abaixo mostra o preço médio resultante de cada leilão, na qual
também se pode verificar que nos últimos dois anos não houve preços
maiores do que R$130,00/MWh.
Leilão Novas Energias Ajuste do leilão Fontes renováveis
Data do leilão R$/MWh Data do leilão R$/MWh Data do leilão R$/MWh
1 16/12/2005 139,00 - - - -
2 29/06/2006 134,42 01/06/2006 Adiado - -
3 10/10/2006 138,00 29/09/2006 Sem contratos - -
4 26/07/2007 136,00 29/03/2007 Sem contratos - -
8 http://www.epe.gov.br/imprensa/PressReleases/20111220_1.pdf
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5 16/10/2007 131,49 28/06/2007 Sem preços 01/06/2007 137,32
6 17/09/2008 131,44 27/09/2007 138,25 - -
7 30/09/2008 146,00 19/06/2008 141,78 - -
8 27/08/2009 - 23/09/2008 145,67 - -
9 21/12/2009 Cancelado 20/02/2009 - - -
10 30/07/2010 99,48 - - - -
11 - - - - 26/08/2010 133,56
12 17/12/2010 67,31 - - - -
13 - - - - 18/08/2011 99,61
14 17/08/2011 102,07 - - - -
15 - - - - 20/12/2011 102,18
Tabela 13 – Preços de energia de leilão
Fonte: http://www.epe.gov.br/leiloes/Paginas/default.aspx?CategoriaID=6801
Energia gerada: Com um aumento de 20% na geração de eletricidade pela atividade de
projeto, a TIR permanece abaixo da CMPC. Somente com um aumento
de 81,20% neste parâmetro é que a TIR torna-se igual ao benchmark. Um
aumento desta magnitude é improvável de ocorrer, uma vez que a
geração de eletricidade da PCH Bugres tem como base sua energia
assegurada, definida como 8,68 MW. Um aumento nesta energia é
improvável de ocorrer, já que o fator de capacidade da usina é
determinado de acordo com séries históricas de vazão hidrológica
incluindo seus períodos críticos.
Portanto, é verificado que a atividade de projeto é estável em relação aos seus parâmetros críticos.
A sub-etapa 3d foi satisfeita.
Etapa 4: Análise das Prática Comum
Sub-etapa 4a: Analise outras atividades similares à atividade de projeto proposta:
Esta etapa requer uma análise de outras atividades similares que estejam operacionais e que sejam
similares à atividade de projeto proposta. De acordo com a “Ferramenta para demonstração e avaliação
da adicionalidade”, projetos são considerados como similares se estiverem localizados no mesmo
país/região e/ou dependam de uma tecnologia similar, forem de escalas similares, ocorram em locais
comparáveis do ponto de vista da regulamentação aplicável, clima de investimento, acesso à tecnologia,
acesso à fontes de financiamento, etc.
Outras atividades de projeto do MDL (atividades de projeto registradas e atividades de projeto que
tenham sido publicadas no site da UNFCCC para consulta global à stakeholders como parte do processo
de validação) não devem ser incluídas nesta análise. Devem ser fornecidos documentos de evidência e,
quando relevante, informações quantitativas. Com base nesta análise, deve ser descrito se e em qual
extensão as atividades similares foram difundidas na região de interesse.
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Com relação à usinas operantes consideradas similares à atividade de projeto, os seguintes parâmetros
foram utilizados quando analisando as usinas operantes similares à PCH Ijuizinho:
País/Região: Brasil
Conforme definido na “Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade”, a área geográfica
aplicável a ser analisada na análise de prática comum considera o país anfitrião inteiro como padrão.
Todas as PCHs operantes no Brasil que foram consideradas na análise de prática comum podem ser
verificadas no Banco de Informações de Geração da ANEEL, disponível em:
http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=5&fase=3.
Características técnicas
o Tecnologia similar
Todos os projetos considerados nesta análise são PCHs. Diferenças no tipo de turbina utilizada (Kaplan,
Francis, etc) ou se as usinas são a fio-d’água foram ignoradas de modo a obter uma análise mais ampla e,
portanto, mais conservadora.
Existem hoje no Brasil mais de 420 PCHs operando e 61 sendo construídas9. A tecnologia envolvida
nestas usinas é de fácil acesso e os serviços industriais e de energia são amplamente oferecidos.
Características de mercado
A análise de prática comum somente considerou as PCHs que operam como Produtores Independentes de
Energia (PIE), como é o caso da PCH Ijuizinho. No Brasil, há três outros modos de fornecer eletricidade:
Serviço público (SP);
Auto Produção de Energia (APE); e
Registro (REG).
o Quadro Regulatório
O quadro regulatório brasileiro do setor de energia foi desenvolvido entre 1994 e 2004, basicamente em
duas etapas. A primeira concentrou-se na privatização e reorganização da estrutura existente e na criação
de agências reguladoras (operacionais, institucionais e de mercado). A segunda etapa, por sua vez,
ocorreu em 2004 e centralizou o planejamento para garantir o fornecimento de energia no país, já que o
Brasil havia sofrido uma crise em 2002 quando um racionamento foi forçado devido à extrema seca que
esgotou os principais reservatórios do país. Esta etapa também serviu para acelerar a integração da
população na rede nacional elétrica.
Conforme descrito no site da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)10
, a reforma do
Setor Elétrico Brasileiro começou em 1993 com a Lei nº 8.631, que extinguiu a equalização tarifária
9 Disponível em: http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.asp. Acesso 23/02/2012.
10 http://www.ccee.org.br/cceeinterdsm/v/index.jsp?vgnextoid=96a0a5c1de88a010VgnVCM100000aa01a8c0RCRD
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vigente e criou os contratos de suprimento entre geradores e distribuidores, e foi marcada pela
promulgação da Lei nº 9.074 de 1995, que criou o Produtor Independente de Energia e o conceito de
Consumidor Livre.
Em 1996 foi implantado o Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro (Projeto RE-SEB),
coordenado pelo Ministério de Minas e Energia. As principais conclusões do projeto foram a necessidade
de implementar a desverticalização das empresas de energia elétrica, ou seja, dividi-las nos segmentos de
geração, transmissão e distribuição, incentivar a competição nos segmentos de geração e
comercialização, e manter sob regulação os setores de distribuição e transmissão de energia elétrica,
considerados como monopólios naturais, sob regulação do Estado. Concluído em agosto de 1998, o
Projeto RE-SEB definiu o arcabouço conceitual e institucional do modelo a ser implantado no Setor
Elétrico Brasileiro.
Em 2001, o setor elétrico sofreu uma grave crise de abastecimento que culminou em um plano de
racionamento de energia elétrica. Esse acontecimento gerou uma série de questionamentos sobre os
rumos que o setor elétrico estava trilhando. Visando adequar o modelo em implantação, foi instituído em
2002 o Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico, cujo trabalho resultou em um conjunto de
propostas de alterações no setor elétrico brasileiro.
Durante os anos de 2003 e 2004 o Governo Federal lançou as bases de um novo modelo para o Setor
Elétrico Brasileiro, sustentado pelas Leis nº 10.847 e 10.848, de 15 de março de 2004 e pelo Decreto nº
5.163, de 30 de julho de 2004. Em termos institucionais, o novo modelo definiu a criação de uma
instituição responsável pelo planejamento do setor elétrico a longo prazo (a Empresa de Pesquisa
Energética - EPE), uma instituição com a função de avaliar permanentemente a segurança do suprimento
de energia elétrica (o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE) e uma instituição para dar
continuidade às ativisades do MAE, relativas à comercialização de energia elétrica no sistema interligado
(a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE).
Em relação à comercialização de energia, foram instituídos dois ambientes para celebração de contratos
de compra e venda de energia, o Ambiente de Contratação Regulada (ACR), do qual participam Agentes
de Geração e de Distribuição de energia elétrica, e o Ambiente de Contratação Livre (ACL), do qual
participam Agentes de Geração, Comercialização, Importadores e Exportadores de energia, e
Consumidores Livres.
Na última década, o Setor Elétrico Brasileiro sofreu diversas alterações até chegar ao modelo vigente. A
tabela abaixo apresenta um resumo das principais mudanças entre os modelos pré-existentes e o modelo
atual, que acabaram por resultar em transformações nas atividades de alguns agentes do setor.
Modelo Antigo (até 1995) Modelo de Livre
Mercado (1995 a 2003) Novo Modelo (2004)
Financiamento através de
recursos públicos Financiamento através de recursos públicos e privados
Empresas verticalizadas
Empresas divididas por
atividade: geração,
transmissão, distribuição e
comercialização
Empresas divididas por atividade:
geração, transmissão, distribuição,
comercialização, importação e
exportação.
Empresas predominantemente
Estatais
Abertura e ênfase na
privatização das Empresas
Convivência entre Empresas
Estatais e Privadas
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Monopólios - Competição
inexistente Competição na geração e comercialização
Consumidores Cativos Consumidores Livres e Cativos
Tarifas reguladas em todos os
segmentos
Preços livremente
negociados na geração e
comercialização
No ambiente livre: Preços
livremente negociados na geração e
comercialização. No ambiente
regulado: leilão e licitação pela
menor tarifa
Mercado Regulado Mercado Livre Convivência entre Mercados Livre e
Regulado
Planejamento Determinativo -
Grupo Coordenador do
Planejamento dos Sistemas
Elétricos (GCPS)
Planejamento Indicativo
pelo Conselho Nacional de
Política Energética
(CNPE)
Planejamento pela Empresa de
Pesquisa Energética (EPE)
Contratação: 100% do Mercado
Contratação : 85% do
mercado (até agosto/2003)
e 95% mercado (até
dez./2004)
Contratação: 100% do mercado +
reserva
Sobras/déficits do balanço
energético rateados entre
compradores
Sobras/déficits do balanço
energético liquidados no
MAE
Sobras/déficits do balanço
energético liquidados na CCEE.
Mecanismo de Compensação de
Sobras e Déficits (MCSD) para as
Distribuidoras.
Tabela 14 – Diferenças entre as fases do Setor Elétrico Brasileiro
Fonte: CCEE11
Considerando-se que este novo quadro regulatório só entrou em vigor em Março de 2004, é razoável que
as usinas consideradas na análise de prática-comum tenham tido sua decisão de construção após esta
data. Como os PPs não encontraram esta informação para todas as usinas analisadas nesta sub-etapa, as
usinas só foram consideradas similares se sua operação comercial teve início após março de 2004, de
modo que todas as usinas sejam comparadas sob o mesmo quadro regulatório.
o Clima de Investimento e Acesso à Financiamentos
O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) é o maior provedor de
empréstimos a longo prazo no Brasil; ele é responsável por fornecer financiamento a projetos de todas as
escalas. Diferentemente de outros países, empréstimos de longo prazo não são tão facilmente oferecidos
por bancos comerciais, e em geral estas entidades não têm taxas competitivas quando comparadas às do
BNDES. As condições de empréstimo são similares a todas as PCHs com pequenas variações no spread.
Em 2002, o governo brasileiro lançou o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
(Proinfa). Como definido no Decreto n° 5.025/2004, o Programa foi estabelecido para aumentar a
participação da eletricidade gerada no país por empresas baseadas em fontes renováveis como eólica,
11 http://www.ccee.org.br/cceeinterdsm/v/index.jsp?vgnextoid=96a0a5c1de88a010VgnVCM100000aa01a8c0RCRD
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página 29
biomassa e PCHs conectados à rede nacional (SIN12
). O Programa garante um mercado seguro
estabelecido com contratos de longo prazo garantidos pela Eletrobrás com preços atrativos e linhas de
crédito especiais garantidas pelo BNDES. Em sua primeira fase, 63 PCHs aderiram ao Programa com
uma capacidade instalada total de 1.191 MW. Esta primeira fase foi encerrada em 2004 e ainda não há
nenhum indício de se e quando uma segunda fase será aberta. As regras do Programa também incluíam
um artigo que previa que todas as receitas advindas de qualquer esquema de comércio de redução de
emissões, incluindo o MDL, seriam revertidas ao governo. Ainda há licitações pendentes de alguns
projetos que receberam ambos os incentivos.
Ademais, ainda referente às PCHs operantes e similares ao projeto, a Ferramenta prevê uma abordagem
passo-a-passo para determinar quais PCHs devem ser consideradas realmente similares. Estes passos
estão discutidos abaixo:
Etapa 1: Calcular a capacidade aplicável numa variação de +/- 50% da capacidade da
atividade de projeto proposta
De acordo com as regulações brasileiras, PCHs são definidas como usinas com uma capacidade instalada
entre 1 MW e 30 MW13
. Ademais, a análise de prática comum considerou aquelas PCHs com uma
capacidade entre -50% e +50% em relação à capacidade instalada do projeto (entre 7,5 MW e 22,5 MW).
Etapa 2: Na área geográfica aplicável, identifique as usinas que entregam a mesma
capacidade, dentre a capacidade variável aplicada e calculada na Etapa 1, como o projeto e
que tenham seu início de operação comercial anterior à data de início do projeto. Note seu
número com Nall:
A data de início do projeto da PCH Ijuizinho é Dezembro/2012, data em que a licitação será anunciada.
Portanto, as PCHs analisadas só foram consideradas similares ao projeto se sua operação comercial é
anterior a Dezembro/2012.
A data de operação comercial de todas as PCHs analisadas nesta etapa pode ser verificada no site da
ANEEL, disponível em: http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=37.
Portanto, todas as PCHs que cumprem os parâmetros definidos acima foram consideradas similares à
PCH Ijuizinho e estão descritas na tabela abaixo:
PCHs Capacidade
Instalada (MW)
Destino da
Energia MDL Proinfa
Operação
Comercial
Bonfante 19 PIE - sim August, 2008
Canoa Quebrada 28 PIE sim sim December, 2006
Furnas do Segredo 9.8 PIE sim - October, 2005
Pipoca 20 PIE sim - October, 2010
12 http://www.mme.gov.br/programas/proinfa
13 No Brasil, as PCHs são usinas com capacidade instalada entre 1 MW e 30 MW, como definido pela Resolução da
ANEEL n° 652 de 09/12/2003: http://www.aneel.gov.br/cedoc/res2003652.pdf.
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Rondon 13 PIE - sim August, 2011
Piranhas 18 PIE - sim December, 2006
Várzea Alegre 7.5 PIE sim - April, 2011
Ninho da Águia 10 PIE sim - January, 2011
Funil 22.5 PIE - sim March, 2008
Calheiros 19.528 PIE - sim September, 2008
São Gonçalo (Ex-Santa
Bárbara)
11 PIE sim - June, 2010
Cocais Grande 10 PIE - sim March, 2009
Varginha 9 PIE sim - October, 2010
Carangola 15 PIE - sim July, 2008
Corrente Grande 14 PIE sim - February, 2011
Linha Emília 19.5 PIE - sim January, 2009
Cotiporã 19.5 PIE - sim December, 2008
Caçador 22.5 PIE - sim October, 2008
Areia Branca 19.8 PIE - sim March, 2010
Santa Laura 15 PIE - sim October, 2007
São Joaquim 21 PIE - sim April, 2008
Carlos Gonzatto 9 PIE - sim April, 2006
São Simão 27 PIE - sim February, 2009
Santa Edwiges III 11.6 PIE sim - January, 2009
Santa Edwiges II 13 PIE sim - January, 2006
Riachão (Ex-Santa
Edwiges I)
13.4 PIE sim
- November, 2006
Salto 19 PIE sim - December, 2007
Esmeralda 22.2 PIE - sim December, 2006
São Bernardo 15 PIE - sim August, 2006
Areia 11.4 PIE - sim February, 2011
Água Limpa 14 PIE - sim December, 2010
Salto Três de Maio 20 PIE - - January, 2010
Paiol 20 PIE sim - March, 2010
Salto Buriti 10 PIE sim - December, 2008
Planalto 17 PIE sim - July, 2009
São Francisco 14 PIE sim - November, 2010
Alto Irani 21 PIE - sim September, 2008
Plano Alto 16 PIE - sim February, 2008
Arvoredo 13 PIE sim - April, 2010
Retiro Velho 18 PIE - sim June, 2009
Braço Norte IV 14 PIE sim - November, 2007
Faxinal II 10 PIE sim - November, 2005
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Alto Benedito Novo I 15 PIE sim - July, 2008
Pirapetinga 20 PIE sim - August, 2009
Pedra do Garrafão 19 PIE sim - September, 2009
São Tadeu I 18 PIE - sim December, 2010
Piedade 21.69 PIE sim - August, 2010
Parecis 15.4 PIE - sim July, 2011
Sapezal 16 PIE - sim June, 2011
Mambaí II 12 PIE - sim November, 2008
Cidezal 17 PIE - sim June, 2011
Primavera 18.2 PIE sim - February, 2007
Flor do Sertão 16.5 PIE - sim July, 2007
Sete Quedas Alta 22 PIE - sim December, 2010
Marco Baldo 16 PIE sim - May, 2011
Ouro 16 PIE sim - July, 2009
Colino 2 16 PIE - sim July, 2008
Cachoeira da Lixa 14.8 PIE - sim May, 2008
Colino 1 11 PIE - sim September, 2008
Ponte Alta 13 PIE - sim June, 2007
Divisa 10.8 PIE sim - November, 2011
Ibirama 21 PIE sim - December, 2010
Riacho Preto 9.3 PIE - sim September, 2008
Boa Sorte 16 PIE - sim November, 2008
Nova Aurora 21 PIE - - April, 2011
Figueirópolis 19.41 PIE - sim September, 2010
Rodeio Bonito 14.68 PIE sim - November, 2009
Engenheiro Ernesto
Jorge Dreher
17.87 PIE sim
- October, 2009
Engenheiro Henrique
Kotzian
13 PIE sim
- March, 2011
Cascata Chupinguaia 9.6 PIE sim - December, 2009
Malagone 19 PIE sim - April, 2010
Moinho 13.7 PIE sim - September, 2011
Caju 10 PIE - - June, 2007
São Sebastião do Alto 13.2 PIE sim - August, 2011
Santo Antônio 8 PIE - sim October, 2005
Braço 11.52 PIE sim - February, 2011
Tabela 15 – Usinas similares a PCH Ijuizinho no Brasil
Fonte: Adaptado do Banco de Informações de Geração da ANEEL
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Como pode ser verificado na tabela acima, as PCHs destacadas em laranja receberam o benefício do
MDL ou do Proinfa. No total, 73 das 76 PCHs similares ao projeto receberam algum tipo de incentivo
financeiro, o que representa 96,05% de todas as usinas analisadas e apresentadas na tabela acima. Em
termos de capacidade instalada, estas usinas representam 95,74% do total de 1.197,89 MW instalados.
Logo, há apenas três PCHs que podem ser consideradas similares à atividade de projeto, ou 3,94% de
todas as PCHs identificadas na tabela 15: PCHs Salto Três de Maio, Nova Aurora e Caju. Considerando
isto e o mencionado acima, pode-se compreender que a prática comum para a construção de PCHs no
Brasil é sua implantação com algum tipo de incentivo financeiro. Pelos números apresentados também é
possível provar que um grande incentivo se faz necessário para a construção de projetos de energia
renovável no Brasil, inclusive PCHs.
Sub-etapa 4b: Discuta outras opções similares que estão ocorrendo:
De acordo com a “Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade”, a afirmação de que a
atividade de projeto não é financeiramente atrativa só deve ser posta em causa se atividades similares
forem amplamente observadas e comumente praticadas. Se este for o caso identificado para a atividade
de projeto, então se faz necessário demonstrar por que a existência de projetos similares não contradiz a
afirmação de que a atividade de projeto não é financeiramente/economicamente atraente ou sujeito a
barreiras, comparando a atividade de projeto proposta com outras atividades similares, e apontando e
justificando diferenças essenciais, justificando também por que as atividades similares obtiveram certos
benefícios que lhes renderam atratividade financeiro-econômica (e.g. subsídios ou outros fluxos
financeiros) e às quais a atividade de projeto não teve acesso.
A PCH Salto Três de Maio localiza-se na cidade de Altamira, no Estado do Pará, região nordoeste do
Brasil, e pertence a Eletricidade Paraense Ltda. Os PPs não encontraram as informações necessárias
referentes à esta usina. Esta PCH permanece considerada como semelhante à atividade de projeto.
A PCH Nova Aurora localiza-se entre as cidades de Goiandira, Ipameri e Nova Aurora, no Estado de
Goiás, região Central do Brasil, e pertence à Goiás Sul Geração de Energia S.A. Esta usina tem uma
capacidade instalada de 21 MW e um reservatório de 6,83 km²14
. Logo, sua densidade de potência é de
3,07 W/m², menor do que o valor de 4 W/m² elegível para projetos de MDL. Logo, esta usina não pode
receber benefícios do MDL e não deve ser comparada às outras usinas analisadas e à atividade de
projeto, uma vez que estas usinas não estão sob as mesmas condições de financiamento. Os PPs
consideraram razoável excluir a PCH Nova Aurora da análise de prática comum.
A PCH Caju localiza-se na cidade de Xanxerê, Estado de Santa Catarina, região sul do Brasil, e pertence
à Hacker Industrial Ltda, que é uma empresa que produz equipamentos mecânicos utilizados para a
geração de energia elétrica em usinas, como turbinas, mancais e tubulações15
. Estes equipamentos
representam uma grande parte do investimento de uma PCH e, portanto, a construção da PCH Cajú teve
uma vantagem financeira neste quesito. Os PPs consideraram razoável excluir esta usina da análise de
prática comum, já que ela foi construída com acesso à um ambiente financeiro diferente quando
comparada às outras usinas analisadas.
14 http://www.pch.com.br/investir/download/ficha3nov.pdf
15 http://www.hacker.ind.br/
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A análise da sub-etapa 4b revela que projetos similares à atividade de projeto não são amplamente
observadas e realizadas no Brasil. De todas as usinas analisadas nesta etapa, apenas uma é considerada
semelhante à atividade de projeto, ou 1,37%. Em termos de capacidade instalada, esta usina corresponde
a 2,49% da capacidade das usinas apresentadas na tabela 15. Ademais, o fator F calculado de acordo com
a “Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade” é menor do que 0,2 e o número de
usinas semelhantes é menor do que três, como segue:
a) F = 1 – Ndiff / Nall
F = 1 – 72 / 73
F = 1 – 0,9863
F = 0,0137
b) Nall – Ndiff < 3
73 -72 < 3
1 < 3
Logo, a atividade de projeto não é uma prática comum no país.
RESULTADO DA ETAPA 4: Como demonstrado na análise de prática comum, projetos similares
a PCH Ijuizinho não são amplamente observados no Brasil e, portanto, o projeto não é
considerado como uma prática comum.
RESULTADO DA ADICIONALIDADE: De todas as etapas incluídas na seção B.5., a conclusão é
de que a atividade de projeto é adicional, e não é (parte do) o cenário de linha de base. Sem os
benefícios do MDL, o projeto não seria implantado.
Fontes utilizadas na análise de prática-comum:
PCHs que buscaram o benefício do MDL
Furnas do Segredo: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1151529209.33/view
Pipoca:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/9BI2OS2W0E56VV53D3Z9OQQN7FI0XG/view.h
tml
Várzea Alegre:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/ZEH7GYTA039YNLL9X49GNGSS7V7G1O/view
.html
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Ninho da Águia:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/ZEH7GYTA039YNLL9X49GNGSS7V7G1O/view
.html
São Gonçalo (ex-Santa Bárbara):
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/ZEH7GYTA039YNLL9X49GNGSS7V7G1O/view
.html
Varginha:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/3XJ41T0OI5KBJUONZ9XO92XHI5JD4N/view.ht
ml
Corrente Grande:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/ZEH7GYTA039YNLL9X49GNGSS7V7G1O/view
.html
Santa Edwiges III: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/TUEV-SUED1218634643.54/view
Santa Edwiges II: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/BVQI1167161981.54/view
Riachão (Santa Edwiges I): http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/BVQI1167141448.3/view
Salto:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/LFPCDGLWQ6VE8CUNRTV9675SLH2VSB/vie
w.html
Paiol:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/ZEH7GYTA039YNLL9X49GNGSS7V7G1O/view
.html
Salto Buriti:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/YT6O3D97GGALI2ZIK4CAIU1SMMMJEK/view
.html
Planalto:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/GCKGKL0ITOYVFW2SZGSV0BPUXRB4VA/vi
ew.html
São Francisco:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/Y82FUBRB48YHHB5GCD3WWR2PJPQFJK/vie
w.html
Arvoredo:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/3XJ41T0OI5KBJUONZ9XO92XHI5JD4N/view.ht
ml
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO
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página 35
Braço Norte IV:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/OTZ9K9NN8O95AUF67JY92DGCSLT5PE/view.
html
Faxinal II:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/UX5FMWDY006B4TBW16JM4ESXHKWU6Y/vi
ew.html
Alto Benedito Novo I: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1180445065.82/view
Pirapetinga: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1268728393.62/view
Pedra do Garrafão: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1268728393.62/view
Piedade: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1243427019.62/view
Primavera: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1210924584.49/view
Marco Baldo:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/7K940FFBFD1L5RJK64C98FL7BSUZTD/view.ht
ml
Ouro:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/R37U72JOMXJWEWWP5RD8PVABDT35NQ/vi
ew.html
Divisa:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/OX17IAOIHT4GJUS03EV7AOS80E8NH2/view.h
tml
Ibirama:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/W0UC12CWVHPX1C7L62L28CJQUM110V/vie
w.html
Rodeio Bonito: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1272526910.09/view
Engenheiro Ernesto Jorge Dreher:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/4ATWMSG1NUWMFCAMTYRA3YQNGG0AX
K/view.html
Engenheiro Henrique Kotzian:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/4ATWMSG1NUWMFCAMTYRA3YQNGG0AX
K/view.html
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Cascata Chupinguaia:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/5MB6HSSTD8HHA08MSHIJPJ2C9ED6RX/view.
html
Malagone: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/RINA1302613316.74/view
Moinho:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/SG2MDR4JKB9VTK6LCSDDDVPXDPG2NR/vi
ew.html
São Sebastião do Alto:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/M3W6EJVBXSP3LXBZIWWZJ8U3CU67BS/vie
w.html
PCHs que receberam o benefício do Proinfa
http://www.eletrobras.com/elb/main.asp?ViewID=%7BABB61D26-1076-42AC-8C5F-
64EB5476030E%7D¶ms=itemID=%7B8606FE39-8DA6-4286-8FB1-
17C0522CBB0A%7D;&UIPartUID=%7B9E178D3B-9E55-414B-A540-EB790C1DF788%7D
B.6. Reduções de emissões:
B.6.1. Explicação das escolhas metodológicas:
Emissões do Projeto
De acordo com a ACM0002, para a maioria das atividades de projeto de geração de energia elétrica por
fontes renováveis, PEy = 0. Contudo, alguns projetos podem envolver emissões significativas que devem
ser consideradas como:
Em que:
PEy = Emissões do projeto no ano y (tCO2e)
PEFF,y = Emissões do projeto derivadas do consumo de combustíveis fósseis no ano y (tCO2e)
PEGP,y = Emissões do projeto pela operação de usinas geotermais pelo lançamento de gases não-
condensáveis no ano y (tCO2e)
PEHP,y = Emissões do projeto de reservatórios de usinas hidrelétricas no ano y (tCO2e)
As emissões de GEE derivadas da PCH Ijuizinho são iguais a zero, uma vez que a atividade de projeto
não possui consumo de combustíveis fósseis (PEFF,y = 0) e não considera a operação de usinas geotermais
(PEGP,y = 0). As emissões do projeto derivadas de seu reservatório também não são consideradas, uma
vez que a densidade de potência da atividade de projeto, como demonstrado na Seção B.2, é superior a 4
W/m².
PEy = PEFF,y + PEGP,y + PEHP,y
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Emissões de Linha de Base
As emissões de linha de base devem incluir emissões de CO2 de geração de energia elétrica por usinas de
fontes fósseis que são deslocados devido à atividade de projeto. A metodologia assume que toda a
geração de eletricidade do projeto acima dos níveis do cenário de linha de base ocorreria por meio de
usinas existentes e conectadas à rede, e pela adição de novas usinas também conectadas à rede. As
emissões de linha de base são calculadas a seguir:
Em que:
BEy = Emissões de linha de base no ano y (tCO2)
EGPJ,y = Quantidade de eletricidade gerada que é produzida e enviada à rede como resultado da
implantação da atividade de projeto MDL no ano y (MWh)
EFgrid,CM,y = Fator de emissão margem combinada de CO2 para geração de eletricidade na rede no ano y
calculado utilizando a última versão da “Ferramenta para calcular o Fator de Emissão de um sistema
elétrico (tCO2/MWh)
Cálculo de EGPJ,y
O cálculo de EGPJ,y é diferente para (a) usinas novas (greenfield), (b) para retrofits e substituições, e (c)
para adições de capacidade.
A atividade de projeto consiste na substituição de uma usina hidrelétrica existente (b) e, portanto, o
cálculo do parâmetro EGPJ,y é o que segue:
b) Retrofit ou substituição de uma usina existente de geração de energia elétrica por fonte
renovável
Como a atividade de projeto consiste na substituição de uma usina de geração elétrica existente,
conectada à rede e de fonte renovável, o cenário de linha de base é a continuação da operação da usina
existente. A metodologia utiliza informações históricas de geração de energia elétrica para determinar a
geração da usina existente no cenário de linha de base, assumindo-se que a situação histórica observada
antes da implantação da atividade de projeto continuaria.
A geração de energia em projetos de fontes renováveis pode variar significativamente de ano a ano,
devido à variações naturais quanto a disponibilidade do recurso renovável (e.g. regime de chuvas,
velocidade do vento ou nível de radiação solar).
O uso de alguns anos históricos para estabelecer a geração de energia no cenário de linha de base pode,
portanto, envolver uma incerteza significante. A metodologia considera esta incerteza ajustando a
geração histórica de energia com seu desvio padrão médio, de modo a garantir que a geração de energia
no cenário de linha de base seja estabelecido de modo conservativo e que o cálculo de redução de
emissão seja atribuível à atividade de projeto.
BEy = EGPJ,y * EFgrid,CM,y
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EGPJ,y é calculado como segue:
e
Em que:
EGPJ,y = Quantidade de eletricidade gerada e enviada à rede como resultado da implantação da atividade
de projeto MDL no ano y (MWh)
EGfacility,y = Quantidade de eletricidade gerada e enviada à rede pela atividade de projeto no ano y
(MWh)
EGhistorical = Média anual histórica da energia gerada e enviada à rede pela usina existente que era
operada antes da implantação da atividade de projeto (MWh)
σhistrorical = Desvio padrão médio da média anual histórica da energia gerada e enviada à rede pela usina
existente que era operada antes da implantação da atividade de projeto (MWh)
DATEBaselineRetrofit = Momento no tempo em que o equipamento existente seria substituído na ausência
da atividade de projeto (data)
EGhistorical é a media anual histórica da geração de energia enviada à rede pela usina existente que era
operada antes da implantação da atividade de projeto. Para determinar este parâmetro, os participantes do
projeto podem escolher entre dois períodos históricos, permitindo certa flexibilidade: o uso de um
período de tempo mais longo pode resultar em um desvio padrão menor e o uso de um período de tempo
mais curto pode permitir uma melhor reflexão das circunstâncias (técnicas) observadas durante os anos
mais recentes.
Os participantes do projeto podem escolher dentre as duas opções abaixo determinar o parâmetro
EGhistorical:
a) Os últimos cinco anos anteriores à implantação da atividade de projeto; ou
b) O período de tempo do ano após DATEhist, até o último ano antes da implantação da atividade de
projeto, contanto que o período inclua ao menos cinco anos, em que DATEhist é o momento no
tempo mais tardio entre:
i. Início da operação commercial da usina/unidade;
ii. Se aplicável: a última adição de capacidade da usina/unidade; ou
iii. Se aplicável: o último retrofit da usina/unidade.
Cálculo de DATEBaselineRetrofit
Para estimar o momento em que o equipamento existente necessitaria ser substituído na ausência da
atividade de projeto (DATEBaselineRetrofi), os participantes do projeto podem seguir uma das seguintes
abordagens, como definido pela metodologia aprovada e consolidada ACM0002, versão 12.3.0:
EGPJ,y = EGfacility,y – (EGhistorical + σhistorical); until DATEBaselineRetrofit
EGPJ,y = 0; on/after DATEBaselineRetrofit
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a) A vida útil média dos equipamentos pode ser determinada e documentada, considerando práticas
comuns no setor e país, por exemplo, com base em pesquisas da indústria, estatísticas,
publicações técnicas, etc;
b) As práticas comuns da empresa responsável referentes à cronogramas de substituição podem ser
avaliadas e documentadas, com base em registros históricos de substituição de equipamentos
similares, por exemplo.
A metodologia também prevê que o momento em que o equipamento existente necessitaria ser
substituído na ausência da atividade de projeto deve ser selecionado de modo conservador; no caso de se
identificar um período, a primeira data deverá ser selecionada.
A tabela abaixo apresenta informações referentes à geração de energia no cenário de linha de base do
projeto, calculada a partir da média histórica de 5 anos, conforme determinado pela metodologia. A
tabela também apresenta a data em que se espera que a HPP Ijuizinho II entre em operação após a obra de
substituição ser concluída. A última coluna apresenta a data em que a concessão federal da usina termina,
a qual é adotada como o momento em que o equipamento existente necessitaria ser substituído na
ausência da atividade de projeto (DATEBaselineRetrofit).
Capacidade
Instalada após a
Substituição (MW)
EG Baseline
(MWh)
Desvio
Padrão
(σhistorical)
Entrada em operação
esperada do projeto
após substituição
Fim da Concessão
15 6.789 47,91 2012 203516
Tabela 16 – Informações de linha de base
Cálculo do Fator de emissão
A última versão da ACM0002, para geração de eletricidade em usinas de fontes renováveis e conectadas
à rede, requer a aplicação da “Ferramenta para calcular o Fator de Emissão de um sistema elétrico” a
qual utiliza margens derivadas que são aplicadas no contexto da atividade de projeto pelos fatores de
emissão do Sistema Interligado Nacional (SIN), a rede elétrica nacional (sistema elétrico interligado à
atividade de projeto por linhas de transmissão, e no qual usinas podem enviar sua eletricidade sem
restrições significativas na transmissão).
Segundo a ferramenta, o fator de emissão de linha de base (EFgrid,CM,y) é calculado como uma margem
combinada (CM), que consiste na combinação dos fatores da margem de operação (OM) e de construção
(BM). A fim de determinar os fatores de emissão da margem de operação e construção, o sistema elétrico
de um projeto é definido como a extensão espacial das usinas que podem enviar energia sem restrições
significativas em sua transmissão. Similarmente, um sistema elétrico interligado é definido como o
sistema elétrico que é interligado por linhas de transmissão ao sistema elétrico do projeto, no qual as
usinas podem enviar sua energia sem restrições significantes em sua transmissão.
De acordo com a última versão da “Ferramenta para calcular o Fator de Emissão de um sistema elétrico”,
o fator de emissão da linha de base (EFgrid,CM,y) deve ser calculado de acordo com os seguintes Etapas:
16 http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/Contrato/Documentos_Aplicacao/CG0025CEEE.pdf
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1. Identificar os sistemas relevantes de eletricidade;
2. Escolha se deseja incluir usinas fora da rede no sistema elétrico do projeto (opcional);
3. Selecione um método para determinar a margem operacional (OM);
4. Calcular o fator de emissão da margem operacional de acordo com o método escolhido;
5. Calcular o fator de emissão da margem construída (BM);
6. Calcular o fator de emissão da margem combinada (CM).
O fator de emissão no Brasil (EFgrid,CM,y) é calculado pelo Ministério Ciência e Tecnologia brasileira
usando a "Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico". O fator de emissão da
rede é uma combinação do fator de emissão da margem operacional (OM), o que reflete a intensidade da
emissão de CO2 a partir da margem de dados, e do fator de emissão da margem de construção (BM), que
reflete a intensidade das emissões de CO2 das usinas última compilação.
A margem combinada do fator de emissão é calculada como segue:
Sendo:
EFgrid, OM,y = Fator de emissão da margem de operação no ano y (tCO2/MWh);
EFgrid, BM,y = Fator de emissão da margem de construção no ano y (tCO2/MWh);
WOM = Ponderação da margem de operação do fator de emissão (%);
WBM = Ponderação da margem de construção do fator de emissão (%).
Ainda Segundo a ferramenta, os seguintes valores padrão devem ser utilizados para WOM and WBM:
Atividades de projetos de geração eólica e solar: WOM = 0,75 e WBM = 0,25 para o primeiro
período de obtenção de créditos e para os períodos subsequentes;
Demais projetos: WOM = 0,5 and WBM = 0,5 para o primeiro period de obtenção de créditos, e
WOM = 0,25 e WBM = 0,75 para o Segundo e terico períodos de obtenção de créditos, a não ser
que especificado de outra maneira na metodologia aprovada que refere-se à ferramenta.
No caso da PCH Ijuizinho, o valor padrão de 50% será considerado para ambos os fatores de emissão da
margem de operação e construção.
Fugas
De acordo com a versão mais recente da metodologia ACM0002, não há nenhuma fuga a ser considerada.
As principais emissões que poderiam implicar em fugas no contexto de projetos no setor elétrico são
emissões derivadas de atividades como a construção de usinas e emissões a montante de usos de
combustíveis fósseis (e.g. extração, processamento, transporte). Estas emissões são negligenciadas.
Reduções de Emissão
As reduções de emissão são calculadas a seguir:
EFgrid,CM,y = EFgrid,OM,y * WOM + EFgrid,BM,y * WBM
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Em que:
ERy = Reduções de emissão no ano y (tCO2e)
BEy = Emissões de linha de base no ano y (tCO2e)
PEy = Emissões do projeto no ano y (tCO2e)
B.6.2. Dados e parâmetros disponíveis na validação:
Dado / Parâmetro: EGhistorical
Unidade do dado: MWh/ano
Descrição: Média histórica anual de energia gerada e entregue à rede pela usina existente
que era operada antes da implantação da atividade de projeto.
Fonte do dado
utilizado:
Local da atividade de projeto
Valor aplicado: Por favor, veja tabela no Anexo 3
Justificativa da escolha
do dado ou descrição
dos métodos e
procedimentos de
medição aplicados:
Este parâmetro será utilizado para calcular as emissões de linha de base do
projeto. Ademais, toda a energia elétrica gerada pela PCH Ijuizinho desde o
início de sua operação em 1950 até hoje têm sido medida por medidores
elétricos.
Comentários: -
Dado / Parâmetro: σ historical
Unidade do dado: MWh/ano
Descrição: Desvio padrão da média histórica anual de energia gerada e entregue à rede
pela usina existente que era operada antes da implantação da atividade de
projeto.
Fonte do dado
utilizado: Calculado a partir dos dados de EGhistorical
Valor aplicado: 47,91
Justificativa da escolha
do dado ou descrição
dos métodos e
procedimentos de
medição aplicados:
Este parâmetro será calculado como o desvio padrão da geração anual de
energia utilizada para calcular EGhistorical.
Comentários: -
Dado / Parâmetro: DATEBaselineRetrofit
Unidade do dado: Data
Descrição: Momento em que o equipamento existente necessitaria ser substituído na
ERy = BEy - PEy
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ausência da atividade de projeto
Fonte do dado
utilizado:
Local da atividade de projeto
Valor aplicado: 16/11/2035
Justificativa da escolha
do dado ou descrição
dos métodos e
procedimentos de
medição aplicados:
Conforme as definições da metodologia acima
Comentários: -
Dado / Parâmetro: CapBL
Unidade do dado: W
Descrição: Capacidade instalada da usina anterior à implantação da atividade do projeto.
Para novas usinas, este valor é zero.
Fonte do dado
utilizado:
Local da atividade de projeto
Valor aplicado: 1.000.000
Justificativa da escolha
do dado ou descrição
dos métodos e
procedimentos de
medição aplicados:
-
Comentários: -
Dado / Parâmetro: ABL
Unidade do dado: m²
Descrição: Área do reservatório medida pela superfície d’água, antes da implantação da
atividade de projeto, quando o reservatório está cheio (m²). Para novos
reservatórios, este valor é zero.
Fonte do dado
utilizado:
Local da atividade de projeto.
Valor aplicado: 38.000
Justificativa da escolha
do dado ou descrição
dos métodos e
procedimentos de
medição aplicados:
-
Comentários: -
Dado / Parâmetro: wOM
Unidade do dado: %
Descrição: Peso Margem de Operação
Fonte do dado
utilizado:
Ferramenta para calcular o Fator de Emissão de um sistema elétrico
Valor aplicado: 50
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Justificativa da escolha
do dado ou descrição
dos métodos e
procedimentos de
medição aplicados:
Cálculo do Fator de Emissão.
Comentários: -
Dado / Parâmetro: wBM
Unidade do dado: %
Descrição: Peso Margem de Operação
Fonte do dado
utilizado:
Ferramenta para calcular o Fator de Emissão de um sistema elétrico
Valor aplicado: 50
Justificativa da escolha
do dado ou descrição
dos métodos e
procedimentos de
medição aplicados:
Cálculo do Fator de Emissão.
Comentários: -
B.6.3. Cálculo ex-ante das reduções de emissões:
Como demonstrado na Seção B.6.1, não nenhuma fuga ou emissões do projeto a serem consideradas no
cálculo de reduções de emissão. Assim, as reduções de emissão são o mesmo que as emissões de linha de
base:
Em que:
ERy = Reduções de emissão no ano y (tCO2);
BEy = Emissões de linha de base no ano y (tCO2);
Em que:
ERy = Reduções de emissão no ano y (tCO2);
EGBL,y = Quantidade de energia gerada e enviada à rede como resultado da implantação da atividade de
projeto MDL no ano y (MWh);
EFCO2,grid,y = Fator de emissão da rede no ano y (tCO2/MWh).
Uma vez que a AND brasileira é responsável pela publicação dos fatores de emissão da rede elétrica
ERy = BEy
ERy = EGBL,y * EFCO2,grid,y
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nacional, os últimos valores publicados17
para o fator de emissão foram utilizados para estimar as
reduções de emissão como segue:
Fator de Emissão – Média Anual da Margem de Construção
(tCO2/MWh)
2010
0.1404
Fator de Emissão – Média Mensal da Margem de Operação (tCO2/MWh) - 2011
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
0.2621 0.2876 0.2076 0.1977 0.2698 0.341 0.3076 0.3009 0.2734 0.3498 0.3565 0.3495
*Média da margem de operação em 2011 = 0,2919
Como descrito na seção B.6.1, o cálculo do fator de emissão é como segue:
EFgrid, OM,y = 0,5 * 0,1404 + 0,5 * 0,2919
EFgrid, OM,y = 0,0702 + 0,1459
EFgrid, OM,y = 0,2162 tCO2/MWh
Espera-se que a PCH Ijuizinho gere aproximadamente 76.037 MWh adicionais; no entanto,
considerando-se o ajuste pelo desvio padrão histórico, a atividade de projeto irá gerar aproximadamente
69.200 MWh adicionais, conforme a tabela abaixo:
LINHA DE BASE SUBSTITUIÇÃO
Geração
(1)
Desvio Padrão
Histórico
(2)
Geração de
Linha de Base
(1) + (2) = (3)
Energia
Média
Adicional
Geração Adicional
(4)
Energia
Adicional
(3) + (4)
MWh MWh MWh MWmédio MWh MWh
6.789 47,91 6.837 8,68 76.037 69.200
Tabela 17 – Geração esperada de energia elétrica do projeto
Portanto, a redução de emissão do projeto é:
ERy = 69.200 * 0,2162
ERy = 14.960 tCO2/ano
B.6.4. Síntese da estimativa ex-ante das reduções de emissões:
17 http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/303076.html#ancora
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B.7. Aplicação da metodologia de monitoramento e descrição do plano de monitoramento:
B.7.1. Dados e parâmetros monitorados:
Data / Parameter: EGfacility,y
Data unit: MWh
Description: Quantidade de energia elétrica fornecida pelo projeto à rede no ano y
Source of data to be
used:
Local da atividade de projeto
Value of data 76.037
Description of
measurement methods
and procedures to be
applied:
Há dois medidores no ponto de saída da subestação do projeto: o principal e o
de retaguarda. Ambos são do tipo bi-direcional. Quando o medidor principal
falhar e não operar normalmente, o medidor de retaguarda iniciará as medições
de modo que a informação de geração não será perdida. A precisão dos
medidores é Classe – 0,2%, de acordo com a Norma Brasileira Medidores
Eletrônicos de Energia Elétrica (estáticos) NBR 14.519.
A calibração dos medidores será realizada a cada dois anos, de acordo com o
regulamento do Operador Nacional do Sistema – ONS.
Medidores de alta voltagem irão enviar a informação de geração para quatro
pontos:
1. Painel de Controle Operacional da PCH;
2. ONS – via VPN;
3. Sala de controle da CEEE-GT em Porto Alegre;
4. CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) na qual os
totais mensais serão utilizados para fatura de comercialização.
Serão utilizadas planilhas obtidas mensalmente dos medidores com dados da
geração horária de energia elétrica, que serão comparadas com as planilhas de
geração mensal disponíveis no site da CCEE.
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QA/QC procedures to
be applied:
O nível de incerteza da informação é Baixo. Esta informação será utilizada
para calcular as reduções de emissão. A energia gerada será monitorada pela
CEEE-GT e será checada de acordo com as planilhas disponíveis no site da
CCEE (comparação entre os dados de operação e relatórios da CCEE pelo
Relatório ME001).
Any comment: -
Dado/parâmetro: EFgrid,OM,y
Unidade do dado: tCO2//MWh
Descrição: Envio de dados do fator de emissão da margem de operação da rede no ano y
Fonte do dado a ser
usado:
Cálculo de EFgrid,OM,y é fornecido pelo MCT/ONS de acordo com a “Ferramenta
para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico”.
Valor do dado: 0,2919
Descrição dos métodos
e procedimentos de
medição a serem
aplicados:
O fator de emissão da margem de operação é calculado pelo MCT com os
dados da ONS. O item Efgrid,OM,y da formula sera monitorado e calculado pelo
MCT e ONS, com os dados enviados pelo BIES.
Procedimentos de
GQ/CQ a serem
aplicados:
Estes dados serão aplicados no cálculo ex-post do fator de emissão. Os dados
serão preenchidos anualmente (arquivo eletrônico). Os dados serão arquivados
eletronicamente até dois anos após a conclusão do período de crédito.
Comentários: Este dado está disponível no site www.mct.gov.br.
Dado/parâmetro: EFgrid,BM,y
Unidade do dado: tCO2//MWh
Descrição: Margem de construção do fator de emissçao de CO2 da rede no ano y
Fonte do dado a ser
usado:
O cálculo do EFgrid,BM,y será realizado pelo MCT/ONS.
Valor do dado: 0,1404
Descrição dos métodos
e procedimentos de
medição a serem
aplicados:
O fator de emissão da margem construída será calculado pelo MCT, com dados
do ONS. O EFgrid,BM,y itens fórmula também serão monitorados e calculados
pelo MCT e do ONS, com os dados de envio da BIES.
Procedimentos de
GQ/CQ a serem
aplicados:
Estes dados serão aplicados em ex-post cálculo do fator de emissão. Os dados
serão apresentados anualmente (arquivo eletrônico). Os dados serão arquivados
eletronicamente até dois anos após a conclusão do período de crédito.
Comentários: Este dado está disponível no site www.mct.gov.br.
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Dado/parâmetro: EFgrid,CM,y
Unidade do dado: tCO2//MWh
Descrição: O fator de emissão de CO2 da margem combinada para geração de energia da
rede conectada no ano y será calculado utilizando os valores publicados pelo
AND brasileiro.
Fonte do dado a ser
usado:
Dado para o cálculo de EFgrid,CM,y providenciado pelo MCT/NOS.
Valor do dado: 0,2162
Descrição dos métodos
e procedimentos de
medição a serem
aplicados:
O fator de emissão ex-post será calculado pelo MCT, com dados do ONS. O
EFgrid,CM,y itens da fórmula, EFgrid,BM,y e EFgrid,OM,y também serão monitorados e
calculados pelo MCT e do ONS, com o envio de dados do sistema de rede. Este
valor é atualizado anualmente de acordo com cálculos do MCT para o BIES.
Procedimentos de
GQ/CQ a serem
aplicados:
Esta informação é de fonte oficial e publicamente disponível. Margem de erro
para os dados é baixa.
Comentários: Este dado está disponível no site www.mct.gov.br.
Dado/parâmetro: APJ
Unidade do dado: m²
Descrição: Área da superfície do reservatório, após a implantação da atividade de projeto,
com o reservatório cheio
Fonte do dado a ser
usado:
CEEE-GT
Valor do dado: 1.010.000
Descrição dos métodos
e procedimentos de
medição a serem
aplicados:
A área da superfície do reservatório do projeto é definida na Licença de
Operação e será monitorada anualmente.
Procedimentos de
GQ/CQ a serem
aplicados:
-
Comentários: Este valor não será alterado.
Dado/parâmetro: CapPJ
Unidade do dado: W
Descrição: Capacidade instalada da usina hidrelétrica após a implantação da atividade de
projeto.
Fonte do dado a ser
usado:
CEEE-GT
Valor do dado: 15.000.000
Descrição dos métodos
e procedimentos de
medição a serem
aplicados:
A capacidade instalada do projeto é definida pelo conjunto turbo-gerador e não
será alterado. Estes equipamentos serão verificados anualmente para garantir
que não sejam modificados.
Procedimentos de -
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página 48
GQ/CQ a serem
aplicados:
Comentários: Este valor não sofrerá alterações.
B.7.2. Descrição do plano de monitoramento:
Os parâmetros que devem ser monitorados durante o tempo de duração do contrato do projeto são a
quantidade de energia elétrica gerada e enviada à rede pela usina/unidade do projeto no ano y
(EGfacility,y), a qual o patrocinador do projeto irá medir continuamente, e o fator de emissão da margem
combinada de CO2 para geração de energia interligada à rede no ano y (EGgrid,CM,y), conforme os
procedimentos definidos na metodologia aprovada de monitoramento ACM0002.
Os procedimentos de monitoramento para medição de informações, garantia e controle da qualidade
estão descritos abaixo. O fator de emissão, que será aplicado ex-post, é publicado anualmente em uma
base horária.
Procedimentos de Monitoramento
As medições de energia gerada e entregue à rede serão realizadas por dois medidores redundantes de três
fases e quatro fios eletrônicos, que irão enviar os dados para a rede por meio de um gateway. A medição
da geração elétrica será feita em dois pontos:
a. No ponto de saída da casa de força;
b. No ponto de saída da subestação, ponto no qual a energia é enviada à rede elétrica nacional,
integrado ao sistema de controle da subestação, este medidor transmite medições de energia para:
a. ONS – via VPN; e
c. CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, que atua para o registro dos
contratos e transações. A CEEE utiliza informação da geração de energia para elaborar as
faturas de serviço de transmissão entre o gerador e o consumidor final, entre outros usos.
A figura abaixo mostra um diagrama unifilar simplificado indicando a localização dos instrumentos:
Figura 5 – Diagrama unifilar simplificado
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página 49
Todos os procedimentos para a medição da eletricidade são definidos pelo ONS de acordo com o
"Módulo 12" do documento Procedimentos de Rede, que prevê medições com fins de fatura com o
objetivo de estabelecer as responsabilidades, a sistemática e os prazos para o desenvolvimento de
projetos no âmbito do Sistema de Medição para Faturamento (SMF), para a manutenção e inspeção do
sistema e para leituras padrão do medidor e certificação do SMF.
Estrutura de Gerenciamento e Organizacional
Todas as faturas e outros documentos fiscais serão armazenados no sistema de contabilidade da CEEE-
GT.
A pessoa responsável pela reunião e arquivamento dos dados será o Sr. Marco Mello, que é o líder do
projeto MDL na CEEE-GT, responsável por acompanhar o registro da PCH Ijuizinho.
A CEEE-GT irá proceder com todas as medidas necessárias para a medição da energia e seu
monitoramento. Ademais, a partir de informações adquiridas da ANEEL e do ONS, será possível
monitorar a geração de energia da PCH Ijuizinho e o mix de geração elétrica da rede.
Controle e Garantida da Qualidade
Calibração
A calibração dos medidores será feita de acordo com o Sub-Módulo 12.5 “Certificação de padrões de
trabalho”, do ONS, o qual atribui responsabilidades relativas à certificação de padrões e estabelece as
atividades necessárias à orientação dos agentes responsáveis pela manutenção do Sistema de Medição
para Faturamento - SMF no que concerne à garantia da rastreabilidade e à calibração dos seus padrões de
trabalho em referência aos padrões do INMETRO ou dos laboratórios da Rede Brasileira de Calibração -
RBC.
Quando dúvidas forem detectadas em qualquer um dos medidores, uma ordem é emitida para sua
calibração, teste e reparação.
Manutenção e procedimentos de treinamento
A CEEE-GT é responsável pela manutenção dos equipamentos de monitoramento para lidar com
possíveis ajustes e incertezas referentes à suas informações.
A CEEE-GT é responsável pelo gerenciamento do projeto, bem como pela organização e treinamento
adequado de equipe para técnicas de monitoramento, medição e reportagem.
Arquivo de informações
Todas as informações de medição de energia são armazenadas de acordo com o Sub-Módulo 12.4
“Coleta de dados de medição para faturamento” do ONS, o qual estabelece as responsabilidades e as
atividades relativas à coleta direta e/ou passiva de dados de energia elétrica e de qualidade da energia
elétrica (QEE) dos medidores dos SMF. A coleta direta dos dados do SMF é realizada por meio do
acesso direto do Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE aos medidores.
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O SCDE é responsável pela coleta diária e tratamento dos dados de medição, sendo a aquisição destes
dados realizada de forma automática, diretamente ao medidor. Este sistema possibilita a realização de
inspeções lógicas com acesso direto aos medidores proporcionando maior confiabilidade e acuracidade
dos dados obtidos.
A freqüência de armazenamento e submissão das informações referentes à PCH Ijuizinho será anual.
De acordo com um procedimento interno da PCH Ijuizinho, todas as informações coletadas como parte
do plano de monitoramento serão armazenadas eletronicamente e serão mantidas por um período de dois
anos após a última emissão de créditos. Os procedimentos de coleta e armazenamento dos dados está
descrito no documento “Procedimento para Controle e Armazenamento de Documentos Relacionados à
Movimentação dos Créditos de Carbono da PCH Ijuizinho”.
B.8. Data da conclusão da aplicação do estudo da linha de base e da metodologia de
monitoramento e nome da(s) pessoa(s)/entidade(s) responsável(eis):
Data em que a versão inicial da seção de linha de base e da metodologia de monitoramento foi finalizada:
07/03/2012.
Nome da pessoa / entidade responsável pela linha de base –
Empresa: Lumina Engenharia e Consultoria Ltda.
Rua: Bela Cintra 746, cj 102
Cidade: São Paulo
CEP: 01415-000
País: Brasil
Pessoa de contato: Sergio Augusto Weigert Ennes
Titulo: Diretor de projetos
Telefone: +55 (11) 3259-4033
Fax: +55 (11) 3259-4033
E-mail: [email protected]
SEÇÃO C. Duração da atividade do projeto/período de obtenção de créditos
C.1. Duração da atividade do projeto:
C.1.1. Data de início da atividade do projeto:
Implantação, construção ou ação real feita pela PCH Ijuizinho (aquela que ocorrer primeiro).
C.1.2. Estimativa da vida útil operacional da atividade do projeto:
30a-0m
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C.2. Escolha do período de obtenção de créditos e informações relacionadas:
C.2.1. Período de obtenção de créditos renovável:
C.2.1.1. Data de início do primeiro período de obtenção de créditos:
01/01/2013 (ou data de registro do projeto sob o MDL, o que ocorrer por último)
C.2.1.2. Duração do primeiro período de obtenção de créditos:
7 anos
C.2.2. Período de obtenção de créditos fixo:
C.2.2.1. Data de início:
Não aplicável
C.2.2.2. Duração:
Não aplicável
SEÇÃO D. Impactos ambientais
D.1. Documentação sobre a análise dos impactos ambientais, inclusive dos impactos
transfronteiriços:
A resolução CONAMA nº 001 de 23/01/1986 estabelece que as hidroelétricas com mais de 10 MW
precisam de um Estudo de Impacto Ambiental (EIA) e os respectivos Relatórios de Impacto Ambiental
(RIMA).
A legislação nacional requer a emissão das seguintes licenças ambientais:
Licença Prévia – emitida durante a fase preliminar do planejamento do projeto, atesta viabilidade
ambiental e contendo requerimentos básicos a serão apresentados durante a construção e
operação.
Licença de Instalação;
Licença de Operação – emitida antes do fechamento da barragem.
Em relação às licenças e autorizações, o projeto de substituição da PCH Ijuizinho II CEEE já obteve o
seguinte:
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DOCUMENTO DATA DESCRIÇÃO ÓRGÃO
RESPONSÁVEL
LO 9118/2008-DL 12/12/2008 até
11/12/2012 Licença de Operação FEPAM
Despacho nº 33 11/01/2010
Aceita o Projeto Básico
desenvolvido pela
CEEE-GT
ANEEL
Tabela 18 – Licenças e Autorizações da PCH Ijuizinho II CEEE
D.2. Se os impactos ambientais forem considerados significativos pelos participantes do projeto
ou pela Parte anfitriã, apresente as conclusões e todas as referências que corroboram a
documentação da avaliação de impacto ambiental realizada de acordo com os procedimentos
exigidos pela Parte anfitriã.
Até o presente momento, o relatório de impacto ambiental da PCH Ijuizinho está sendo desenvolvido
para que ambas as licenças prévia e de instalação do projeto sejam obtidas junto ao órgão ambiental
competente.
No Projeto Básico da atividade de projeto foi desenvolvido um estudo ambiental considerando os meios
físico, biótico e antrópico das áreas de influência direta e indireta afetadas pelo projeto, de modo a
permitir a identificação e adoção de medidas mitigadoras e/ou compensatórias.
A análise de impactos ambientais levou à proposição dos seguintes programas visando a mitigação e/ou
compensação dos impactos identificados:
Plano Ambiental para a Construção – PAC;
Programa de Recuperação de Áreas Degradadas;
Programa de Monitoramento Limnológico e de Qualidade da Água;
Programa de Desmatamento e Limpeza da Bacia de Acumulação;
Programa de Proteção das Margens e Reposição Florestal;
Programa de Monitoramento da Fauna;
Programa de Monitoramento da Fauna Ictica;
Programa de Conservação e Resgate da Flora;
Programa de Educação Ambiental;
Programa de Comunicação Social;
Programa de Remanejamento da População;
Programa de Implantação do Plano de Conservação e Uso do Entorno do Reservatório;
Programa de Gerenciamento das Ações Ambientais.
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SEÇÃO E. Comentários das partes interessadas
E.1. Breve descrição de como foram solicitados e compilados os comentários das partes
interessadas locais:
Conforme a Resolução n º 1 de 01 de setembro de 2003 e Resolução n º 7 de 7 de março de 2008, emitida
pela AND brasileira - Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima (CIMGC), os projetos
MDL devem enviar uma carta descrevendo as atividades e solicitando comentários de partes interessadas
locais. Cartas-convite foram enviadas em 16/11/2011 para os agentes listados abaixo (cópias das cartas e
confirmação de envio do correio recebimento estão disponíveis mediante solicitação). Os avisos de
recebimento das cartas foram recebidos entre 02/12/2011 e 26/12/2011.
Ministério Público Federal;
Fórum Brasileiro de ONGs e Movimentos Sociais para o Meio Ambiente e Desenvolvimento –
FBOMS;
Ministério Público Estadual do Rio Grande do Sul;
Secretaria de Estado do Meio Ambiente do Rio Grande do Sul;
Prefeitura Municipal de Eugênio de Castro – RS;
Câmara dos Vereadores de Eugênio de Castro – RS;
Secretaria Municipal de Agricultura de Eugênio de Castro - RS;
Associação Comercial de Eugênio de Castro – RS;
Prefeitura Municipal de Entre Ijuis – RS;
Câmara dos Vereadores de Entre Ijuis – RS;
Secretaria Municipal de Agricultura de Entre Ijuis – RS;
Associação Comercial e Industrial de Tio Hugo, Entre Ijuis – RS.
E.2. Síntese dos comentários recebidos:
Nenhum comentário das partes interessadas foi recebido.
E.3. Relatório sobre como foram devidamente considerados os comentários recebidos:
Nenhum comentário das partes interessadas foi recebido.
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO
(CDM PDD) - Versão 3
MDL – Conselho Executivo
página 54
Anexo 1
INFORMAÇÕES DE CONTATO DOS PARTICIPANTES DA ATIVIDADE DO PROJETO
Organização: CEEE-GT
Rua/Caixa Postal: Av. Joaquim Porto Villanova, 201, 7th floor
Edifício: -
Cidade: Porto Alegre
Estado/Região: Rio Grande do Sul
CEP: 91410-400
País: Brazil
Telefone: -
FAX: -
E-mail: -
URL: www.ceee.com.br
Representado por:
Cargo: -
Forma de tratamento: Sr.
Sobrenome: Mello
Nome: Marcos
Departamento: -
Celular: -
FAX direto: -
Tel. direto: +55 51 3382.5742
E-mail pessoal: [email protected]
Organização: Lumina Engenharia e Consultoria Ltda.
Rua/Caixa Postal: Rua Bela Cintra 746, Conjunto 102
Edifício: -
Cidade: São Paulo
Estado/Região: São Paulo
CEP: 01415-000
País: Brazil
Telefone: +55 11 3259- 4033
FAX: -
E-mail: [email protected]
URL: -
Representado por: -
Cargo: Director
Forma de tratamento: Mr.
Sobrenome: Ennes
Nome: Sergio
Departamento: -
Celular: +55 11 8384.0022
FAX direto:
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO
(CDM PDD) - Versão 3
MDL – Conselho Executivo
página 55
Tel. direto: +55 11 3259.4033
E-mail pessoal: [email protected]
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO
(CDM PDD) - Versão 3
MDL – Conselho Executivo
página 56
Anexo 2
INFORMAÇÕES SOBRE FINANCIAMENTO PÚBLICO
Não há financiamentos públicos para esse projeto.
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO
(CDM PDD) - Versão 3
MDL – Conselho Executivo página 57
Anexo 3
INFORMAÇÕES SOBRE A LINHA DE BASE
Geração Histórica de Energia da PCH Ijuizinho
Geração de Energia da PCH (MWh)
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ TOTAL
2000 - - - - - - - - 674,24 564,51 689,81 678,18 2.606,75
2001 605,16 584,52 701,84 617,05 666,10 711,26 691,65 706,48 631,95 661,97 655,55 684,16 7.917,67
2002 677,88 608,87 589,35 669,35 623,54 571,80 482,68 226,39 210,34 0,00 153,16 335,88 5.149,25
2003 584,16 583,26 660,73 586,02 143,13 85,93 186,83 179,02 170,16 134,98 125,71 105,33 3.545,25
2004 184,93 123,71 5,19 -1,97 545,11 627,26 582,89 668,74 556,50 455,92 599,27 641,96 4.989,51
2005 633,14 378,52 310,59 655,94 485,28 408,80 565,14 525,95 579,78 367,13 632,69 637,99 6.180,96
2006 625,60 602,98 633,93 656,75 620,09 472,96 589,18 611,10 620,27 542,10 477,07 695,00 7.147,01
2007 685,82 587,62 644,49 591,12 605,51 647,27 373,96 697,87 492,25 360,42 539,12 609,30 6.834,76
2008 658,11 605,17 522,36 564,87 621,29 546,49 686,51 646,27 638,02 471,32 583,34 606,45 7.150,19
2009 639,22 564,78 555,22 166,30 392,27 602,48 662,89 595,81 417,78 565,45 425,76 522,71 6.110,68
2010 459,98 537,69 658,61 577,80 629,15 578,88 511,24 661,73 437,46 650,04 400,96 599,71 6.703,25
2011 673,99 - - - - - - - - - - - 673,99
EG Baseline 5-year-history before the repowering AVERAGE
MWh 613,4 579,65 602,92 511,37 573,66 569,62 564,76 642,56 521,16 517,87 485,25 606,63 6.789
Standard
Deviation
(MWh)
47,91
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MDL – Conselho Executivo
página 58
Descrição do Sistema Interligado Nacional (SIN)
Em Julho 2005, um grupo de trabalho composto pelo Ministério de Minas e Energia – MME e o
Ministério de Ciência e Tecnologia – MCT, com a participação do Operador do Sistema Elétrico (ONS),
foi criado para disponibilizar para os proponentes de projetos MDL as informações necessárias para
atividades de projetos ligados a rede. De acordo com a versão 2 da metodologia ACM0002, qual era a
versão mais recente na época, a análise dos dados de despacho foi indicado como o método mais
adequado para calcular os fatores de emissão, mas exigiu informações diárias detalhadas sobre o
despacho de energia de cada subsistema.
O MME, MCT e NOS trabalharam juntos para ajustar a metodologia para as circunstâncias particulares
do sistema elétrico Brasileiro. Para assegurar a transparência do processo, os detalhes do critério adotado
na aplicação da metodologia no Brasil são amplamente disseminados na página virtual do MCT
(http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/50862.html). Além disso, duas reuniões foram feitas
com especialistas e partes interessadas em projetos em desenvolvimento, um no Rio de Janeiro, em 20 de
Março 2007, antes da divulgação dos resultados, e outra em Brasília, em 16 de Agosto 2007, para discutir
do critério utilizado. A questão mais importante para proponentes do projeto não foi a metodologia mas a
definição do numero de subsistemas no SIN.
O grupo de trabalho, após discutir problemas relevantes, proposto pela adoção de quatro subsistemas,
seguindo a subdivisão adotada pelo ONS no despacho pelo SIN, que é Norte, Nordeste, Sudeste/Centro-
Oeste e Sul. Fatores de emissão de CO2 têm sido calculados sistematicamente pelo ONS desde Janeiro de
2006 e publicado na página virtual do MCT. Concomitantemente o Comitê Interministerial de Mudanças
Globais do Clima (CIMGC, uma divisão do MCT) submeteu ao Conselho Executivo do MDL uma
descrição de como a metodologia ACM0002 foi aplicada no Brasil.
A estrutura de quatro subsistemas então adotada diferiu da estrutura adotada pela grande maioria dos
projetos já submetidos ao CIMGC, quais consideraram apenas dois subsistemas (Norte/Nordeste e
Sul/Sudeste/Centro-Oeste).
Para ampliar o debate, o CIMGC fez uma Consulta Pública de 7 de dezembro 2007 a 31 de janeiro 2008,
exigindo comentários no critério adotado para a aplicação da metodologia ACM0002 no Brasil. Como
resultado, 21 submissões foram recebidas de varias instituições envolvidas na questão. As contribuições
criticaram principalmente a estrutura de quatro subestações (qual foi questionada por todas as
submissões). A adoção de quatro subsistemas foi apoiada por apenas uma submissão; os outros
preferiram a adoção de dois subsistemas ou apenas um sistema. Outras questões adereçadas eram de
viabilizar projetos de energia renovável em regiões diferentes, ajustando a metodologia ACM0002 ao
SIN, e possíveis definições retratando restrições de transmissão no MDL, além de outros.
Em 25 de Fevereiro 2008, uma reunião do grupo de trabalho foi feita para considerar as submissões.
Como criticas focaram na estrutura de subsistemas, o grupo analisou as alternativas sugeridas, quais
podem ser agrupadas em:
1) Quatro Subsistemas: Norte, Nordeste, Sudeste/Centro-Oeste, Sul.
2) Dois Subsistemas: Norte/Nordeste, Sul/Sudeste/Centro-Oeste.
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO
(CDM PDD) - Versão 3
MDL – Conselho Executivo
página 59
3) Um único sistema.
Deve se notar que durante o período de Consulta Pública, o Conselho Executivo do Mecanismo de
Desenvolvimento Limpo aprovou em Bonn, Alemanha, uma nova versão (número 7) da metodologia
ACM0002, qual indica a ferramenta metodológica especifica para calcular o fator de emissão de sistemas
elétricos. A respeito do numero de subsistemas de uma rede elétrica, essa ferramenta apresentou dois
critérios que poderiam ser utilizados para identificar restrições de transmissão entre dois subsistemas. Tal
critério, que são reproduzidas abaixo, não são mandatárias nem suplementares, mas apenas critérios
possíveis para identificar restrições significantes de transmissão, como sugerido na ferramenta
metodológica:
a) Em caso de sistemas elétricos com mercados locais para eletricidade, quando há diferenças
no preço da eletricidade (sem custos de transmissão e distribuição) de mais que 5% entre os
sistemas durante 60% ou mais das horas do ano.
b) Quando a linha de transmissão é operada a 90% ou mais de sua capacidade nominal durante
90% ou mais das horas no ano.
O grupo de trabalho utilizou a alternativa (1) – configuração dos quatro subsistemas (Norte, Nordeste,
Sudeste/Centro-Oeste, Sul) – para verificar a possibilidade de utilizar a alternativa (2), por meios de
análises de possíveis restrições de transmissão entre Norte e Nordeste, por um lado, e entre o Sul e
Sudeste/Centro-Oeste, no outro, de acordo com os critérios propostos (a) e (b). Simulações foram feitas
pelo ONS e avaliados por outros membros do grupo de trabalho. As descobertas nesse estágio foram que
não há restrições de transmissão entre o Sul e Sudeste/Centro-Oeste, e nem entre o Norte e Nordeste.
Depois, uma análise foi feita para verificar se houveram restrições de transmissão entre os dois
subsistemas (Norte/Nordeste, Sul/Sudeste/Centro-Oeste). A respeito ao critério (a), opções mais o menos
conservativas foram analisadas para os cálculos, como, a inclusão ou não do subsistema Sul nos cálculos
de diferenças de percentual de preço. Por meio de uma análise de sensibilidade, foi considerado que de
acordo com critérios que refletem mais aproximado a operação atual do SIN, as percentagens de tempo
durante quais os preços se diferiram em mais de 5 % seriam de 60%, qual é dentre o limite sugerido na
ferramenta de cálculo, assim indicando que não há restrições significantes de transmissão. Em relação ao
critério (b) (saturação da linha), o grupo não comparou o fluxo entre os subsistemas com a capacidade
nominal de transmissão entre os subsistemas porque é um procedimento complexo, qual depende nas
configurações do sistema interligado observado durante a operação e a direção dos fluxos entre regiões.
Essa análise simplificada foi considerada conservadora, como pode incluir restrições além da capacidade
nominal como mencionado na ferramenta do Conselho Executivo. As simulações indicaram que apenas
70% das horas do ano houve transmissão a 90% ou mais da capacidade nominal. Também indicaram que
não houve restrições de transmissão. Portanto, uma análise detalhada do fluxo entre os sistemas ao longo
do tempo não foi necessário.
O grupo de trabalho se reuniu dia 28 de Abril de 2008, no MME, e analisou os resultados das simulações
feitas.
Os membros do grupo concordaram por consenso que as restrições de transmissão atuais entre os
subsistemas do SIN não são significantes bastante para reduzir o benefício global do projeto, de acordo
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO
(CDM PDD) - Versão 3
MDL – Conselho Executivo
página 60
com a região onde estão implantadas, sendo assim aconselhado a adotar a configuração de um único
sistema elétrico no Brasil.
Essa decisão não deve afetar de qualquer maneira a configuração atual utilizada pelo ONS no
planejamento operacional, assim como contabilidade e definição de preço de energia como realizado pela
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, qual adota a subdivisão do SIN em quatro
subsistemas. Também destacou que a base técnica fornecida pelas simulações permite abordagens
diferentes a serem feitas em cada caso.
Por último, o grupo apontou que o processo evolutivo do SIN deve somente confirmar a decisão de
adotar um sistema único para calcular o fator de emissão de CO2, como a expansão do suporte de
transmissão de eletricidade entre os subsistemas irá promover reduções graduais nas restrições de
transmissão e irá permitir a implementação de um projeto e um determinado subsistema para produzir
benefícios nos outros subsistemas do SIN.
O CIMGC, em sua 43ª reunião em 29 de Abril de 2008, após considerar as descobertas do grupo de
trabalho, decidiu adotar um SISTEMA ÚNICO como padrão para projetos MDL utilizando a ferramenta
para calcular fatores de emissão para estimar suas reduções de gases de efeito estufa.
Abaixo é mostrado o mapa do Sistema Interligado Nacional:
Figura 6 – Sistema Interligado Nacional (SIN)
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO
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Anexo 4
INFORMAÇÕES SOBRE MONITORAMENTO
O plano de monitoramento será executado baseado nos procedimentos simplificados de linha de base e
monitoramento estabelecido na AM0002 versão 12.3.0.
A CEEE-GT irá proceder com os procedimentos estabelecidos e irá colocar num relatório dados
relacionados à eletricidade gerada pela tecnologia renovável.
Todos os procedimentos que serão utilizados no monitoramento estão descritos no item B.7.