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BIOGERAR COGERAÇÃO DE ENERGIA LTDA
Projeto PCH Marco Baldo de Redução de Emissão de
Gases de Efeito Estufa (MDL-DCP). (Versão 03.2).
Documento de Concepção de Projeto (DCP)
Luis Proença
19/10/2009
A atividade de projeto proposta é a geração de eletricidade a partir de um projeto de pequena central hidrelétrica que despachará energia elétrica renovável para o sistema elétrico brasileiro.
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
MDL – CONSELHO EXECUTIVO
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MECANISMO DE DESENVOLVIMENTO LIMPO
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL-DCP)
Versão 03 – em vigor desde: 28 de Julho de 2006
CONTEÚDO
A. Descrição geral da atividade de projeto
B. Aplicação da metodologia de linha de base e monitoramento
C. Duração da atividade de projeto / período de creditação
D. Impactos ambientais
E. Comentário das Partes interessadas
Anexos
Anexo 1: Informações de contato dos participantes da atividade de projeto
Anexo 2: Informações referentes a financiamento público
Anexo 3: Informações de linha de base
Anexo 4: Plano de monitoramento
Anexo 5: Bibliografia
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MDL – CONSELHO EXECUTIVO
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SECÃO A. Descrição geral da atividade de projeto
A.1. Título da atividade de projeto:
>> Projeto PCH Marco Baldo de redução de emissão de gases de efeito estufa (denominado Projeto
Marco Baldo).
Data: 19/10/2009.
Versão 01.
A.2. Descrição da atividade de projeto:
>> A atividade de projeto pertence à CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos, e consiste na
implantação de uma Pequena Central Hidrelétrica1 denominada PCH Marco Baldo, cuja capacidade
instalada é de 16 MW e área de reservatório de 95,5 hectares, tendo uma densidade energética de 16,75
W/m2. A usina localiza-se no rio Turvo, nos municípios de Braga e Campo Novo, estado do Rio Grande
do Sul, Brasil. A pequena central hidrelétrica é considerada a fio d’água, pois gera energia com o fluxo de
água do rio, ou seja, pela vazão com mínimo ou nenhum acúmulo do recurso hídrico.
O objetivo principal do projeto Marco Baldo é aumentar a geração de energia elétrica movida a
combustíveis renováveis, no caso a água, para atender a crescente demanda de energia no Brasil devido
ao crescimento econômico e o deslocamento de plantas de geração de energia elétrica movidas a
combustíveis fósseis, tais como: termelétricas a carvão, gás natural e óleo diesel, conectadas ao Sistema
Interligado Nacional, denominado SIN, reduzindo deste modo, as emissões de gases de efeito estufa em
24.475,54 tCO2e por ano.
O projeto básico consolidado foi desenvolvido pela empresa MEK ENGENHARIA, sendo sua conclusão
em Junho de 2009.
O início da obra está condicionado à aprovação do financiamento pelo Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social, conforme carta enviada a CESBE S.A. Engenharia e
Empreendimentos pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social acatando o
enquadramento do projeto para pedido de financiamento, datada de 14/04/2009 e que será apresentada a
Entidade Operacional Designada no momento da validação do projeto.
Será criada, em momento oportuno, uma Sociedade de Propósito Específico (SPE), por parte da CESBE
S.A. Engenharia e Empreendimentos para gerenciar a PCH Marco Baldo representando-a junto a qualquer
entidades de regulação e/ou fiscalização do que se refere o empreendimento.
A atividade de projeto contribuirá para o desenvolvimento sustentável do Brasil e está alinhada com as
exigências específicas de um projeto de Mecanismo de Desenvolvimento Limpo do Brasil, através da:
1. Redução do uso de combustíveis fósseis na geração de eletricidade através das termelétricas a
carvão, gás natural e óleo diesel;
2. Utilização de Fontes Renováveis de Energia, no caso fonte hídrica;
3. Criação de empregos nas fases de construção e operação e melhores condições de trabalho no
local da implementação da atividade de projeto;
1 De acordo com a legislação brasileira (Artigo 26, Lei 9.427, de 26/12/96, modificada pelo artigo 4º, Lei 9648, de
27/05/98; e, artigos 2 e 3 da Resolução da ANEEL no 394, de 04/12/98), todas as centrais hidroelétricas de 1 MW
até 30 MW de capacidade instalada, e com reservatório menor que 3 km2 são consideradas de pequeno porte.
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4. Diminuição da poluição associada à queima de combustíveis fósseis para a geração de
eletricidade, reduzindo, entre outros poluentes, a emissão de gases de efeito estufa;
5. Melhora na infra-estrutura local através de benfeitorias nas vias de acesso;
6. Diminuição no custo da energia consumida nas unidades consumidoras;
7. Energia de melhor qualidade para a região;
8. Perdas menores nas linhas;
9. Maior confiabilidade, com interrupções menos extensas;
10. Baixa exigência de margens de reserva;
11. Reduz as perdas em linhas;
12. Controle da potência reativa;
13. Mitigação de transmissão e redução do congestionamento de transmissão.
A.3. Participantes do projeto:
Listar os participantes do projeto e a(s) Parte(s), envolvida(s), e fornecer informações de contato no
Anexo 1. A informação deve ser apresentada no seguinte formato de tabela.
Nome da Parte envolvida (*)
((anfitrião) indica a Parte
anfitriã)
Entidade(s) privadas(s) e/ou pública(s)
participante(s) do projeto (*) (se
houver)
Pede-se indicar se a Parte
envolvida deseja ser
considerada como
participante no projeto
(Sim/Não)
Brasil (país anfitrião)
CESBE S.A. Engenharia e
Empreendimentos Não
BioGerar Cogeração de Energia Ltda Não
(*) De acordo com as modalidades e procedimentos do MDL, à época de tornar o DCP-MDL
público, no estágio de validação, uma Parte envolvida pode ou não ter dado sua aprovação. À época
do pedido de registro, é exigida a aprovação da(s) Parte(s) envolvida(s). Tabela 1 – Parte(s) e entidades público-privadas envolvidas na atividade do projeto
O projeto foi desenvolvido sob responsabilidade da CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos,
apoiado pela BioGerar Cogeração de Energia Ltda. As informações detalhadas de contato das partes e
entidades público-privadas envolvidas na atividade de projeto encontram-se no ANEXO 1.
Apresentação sucinta das empresas:
A CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos localizada em Curitiba, no estado do Paraná, iniciou
suas operações em 1946. Em 6 décadas, a CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos acumulou sólida
experiência multidisciplinar, o que a tornou capaz de realizar obras de pequeno e grande porte em
diferentes e importantes áreas da engenharia. Hoje são mais de 2.000 colaboradores e conta com um
parque de máquinas com mais de 500 unidades, além da sede própria e de sólida estrutura financeira que
a torna apta a realizar obras de grande vulto. Atuando desde 1999 dentro das Normas NBR-ISO 9002 de
Qualidade, a CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos procura vencer seus próprios limites a cada
instante. Para isso, zela constantemente pelo cumprimento de prazos e pela execução de projetos com
excelência que a tornou referência no setor.
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A BioGerar Cogeração de Energia Ltda localizada em São Paulo, no estado de São Paulo, iniciou suas
atividades em agosto de 2008. Com atuação nacional e internacional, especializada na elaboração de
projetos de Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL) no âmbito do Protocolo de Quioto, tem como
objetivo principal identificar oportunidades de redução de emissão de gases de efeito estufa para reduzir
os impactos associado ao aquecimento global. Contando com uma equipe multidisciplinar, a empresa
oferece uma solução integral que contempla desde a identificação da oportunidade de reduzir emissões de
gases de efeito estufa até a efetiva comercialização das Reduções Certificadas de Emissão (RCEs) junto
aos compradores internacionais.
A.4. Descrição técnica da atividade de projeto:
A.4.1. Localização da atividade de projeto:
>> A atividade de projeto está localizada no rio Turvo, nos municípios de Braga e Campo Novo, no
estado do Rio Grande do Sul, região Sul do Brasil.
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. Cidade/Comunidade etc.:
>> Municípios de Braga e Campo Novo.
A.4.1.4. Detalhes sobre a localização física, incluindo informações que
permitam a identificação única da atividade de projeto:
>> O projeto Marco Baldo será implantado no rio Turvo, a aproximadamente 107,7 km de sua foz, entre
o município de Campo Novo e Braga, no estado do Rio Grande do Sul. O acesso ao local se faz a partir
de Chapecó, em direção ao município de Sarandi, passando pelos municípios de Nonoai e Ronda Alta. Do
município de Sarandi, segue-se pela RS-569, passando pelo município de Palmeira das Missões e
continua pela BR-468 até o trevo da RS-155, seguindo a direita pela BR-468 até o trevo de acesso a
Campo Novo à direita. A partir do trevo, segue-se pela RS-518 até o município de Campo Novo, e
continua pela RS-518 até o município de Braga. A partir da cidade de Braga, segue-se pela estrada
municipal até uma bifurcação na comunidade de Três Vertentes, pela direita para a Casa de Força ou à
esquerda para o Barramento. As Figuras 1 e 2 mostram a localização da PCH Marco Baldo e a Tabela 2
mostra informações adicionais sobre a localização do projeto.
Bacia Hidrográfica Uruguai
Sub-Bacia Turvo
Latitude 27º 34’ 30’’ Sul
Longitude 53º 47’ 23’’ Oeste
Altitude Média 334,07 metros Tabela 2 – Informações adicionais da localização da atividade de projeto.
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Figura 1 – Localização da PCH Marco Baldo
Figura 2 – Localização da PCH Marco Baldo (fonte: Google Earth)
A.4.2. Categoria(s) da atividade de projeto:
>> Escopo setorial 1 – Projeto de energia renovável.
A.4.3. Tecnologia a ser empregada na atividade de projeto:
>> O projeto Marco Baldo proposto visa utilizar a energia potencial gerada pela vazão da queda do rio
Turvo através do túnel de adução para 2(duas) turbinas hidráulicas do tipo Francis Simples – eixo
horizontal, acopladas a eixos que acionarão os respectivos geradores. Durante o seu movimento giratório,
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as turbinas convertem a energia cinética (do movimento da água) em energia elétrica por meio de 2(dois)
geradores de corrente alternada, trifásicos, síncronos, ligados em estrela, de eixo horizontal para
acoplamento rígido às turbinas que produzirão a eletricidade. O novo circuito de geração terá capacidade
instalada de 16 MW. Esse projeto opera a fio d’água, ou seja, ao contrário das instalações hidroelétricas
tradicionais que inundam áreas grandes de terra, esse projeto não requer grande represamento de água.
Ao invés disso, parte da água é desviada do rio Turvo, através do circuito de adução que possuirá 1(um)
túnel de adução bifurcando-se ao chegar a Casa de Força, que conduzirão a água da tomada d’água até as
unidades geradoras. O túnel de adução possui extensão de 594,00m aproximadamente. A água deixa a
estação geradora e volta ao rio sem alterar o fluxo existente ou os níveis de água. Segue abaixo as
especificações técnicas fornecidas pelo projeto básico consolidado:
PCH Marco Baldo
Potência Instalada (MW) 16 MW
Energia média gerada (MWh médios) 9,345 MWh médios
Área de reservatório 0,955 km2
Nível de água máximo normal do reservatório
351 m
Queda bruta 51,64 m
Queda líquida nominal 48,96 m
Especificações técnicas das Turbinas2
Tipo de turbina Francis Simples – eixo horizontal
Número de unidades geradoras 2(duas)
Potência nominal (kW) 8.350 kW
Rotação nominal (rpm) 450 rotações por minuto
Engolimento nominal (m3/s) 38,02 m3/s
Vazão máxima turbinável 38,02 m3/s
Especificações técnicas dos Geradores3
Número de unidades 2(duas)
Potência (kVA) 9.000 kVA
Fator de potência 0,9
Freqüência (Hz) 60 Hz
Tensão (kV) 13,5 kV
Rotação (rpm) 450 rotações por minuto Tabela 3 – Especificações técnicas do circuito de geração da PCH Marco Baldo.
2 O fornecedor das turbinas será a HISA
3 O fornecedor dos geradores será a WEG.
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A energia assegurada da PCH Marco Baldo é de 9,345 MWh médios (fator de capacidade de 58,41%)
sendo a energia assegurada anual estimada de 79.160,75 MWh médios por ano. As horas de
funcionamento da atividade de projeto proposta durante o ano são de 8760 horas, descontado deste valor
as horas equivalentes a paralisação da PCH por 12 dias ao ano para manutenção e automação, o que
equivale à redução percentual de 3,30%. Portanto a PCH gerará eletricidade durante o período de
8.470,92 horas por ano.
Potência ótima e correspondente energia média total da usina:
Potência Instalada (MW) Energia Média (MW médios)
Fator de capacidade Máquinas novas
16 MW 9,345 58,41% Tabela 4 – Potência ótima e correspondente energia média total da usina.
O sistema de supervisão e controle da usina e da subestação será concebido de forma a permitir a
operação da PCH a partir de qualquer terminal atendido pela rede de comunicação. A operação normal
será a partir da sala de controle da PCH, localizado no mesmo local do empreendimento.
Para efeito de integração da PCH Marco Baldo ao sistema, foi considerado um sistema de transmissão em
13,8 kV para 69 kV por um transformador de 18,75 MVA, e conexão no seccionamento da LT Guarita-
TPA 69 kV a uma distância de 1,6 km na SE Marco Baldo.
As tecnologias empregadas no projeto já estão funcionando adequadamente em projetos similares no
Brasil, sendo que os equipamentos fornecidos serão desenvolvidos por empresas nacionais.
O know-how técnico de operação e manutenção do novo circuito de geração seguirá práticas de operação
adotadas pela CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos.
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
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A.4.4. Total estimado de reduções de emissões durante o período de créditos escolhidos:
Na tabela abaixo temos as estimativas da PCH Marco Baldo de reduções de emissões (em tCO2e). O fator
de emissão de GEE do sistema elétrico no qual a usina está conectada é de 0,3112 tCO2e/MWh de acordo
com os dados divulgados pela Autoridade Nacional Designada, com ano base de 2008.
Ano Estimativa anual de reduções de
emissões (tCO2e)
(01 de agosto-dezembro) 2011 8.158,51
2012 24.475,54
2013 24.475,54
2014 24.475,54
2015 24.475,54
2016 24.475,54
2017 24.475,54
2018 24.475,54
2019 24.475,54
2020 24.475,54
(janeiro – 31 de julho) 2021 16.317,03
Total de reduções de emissões
estimadas (toneladas de CO2e) 244.755,40
Número total de anos de créditos 10
Média anual durante o período de
créditos de reduções de emissões
estimadas (toneladas de CO2e)
24.475,54
Tabela 5 – Estimativa das reduções certificadas de emissões para um período de atividade de 10 anos.
A.4.5. Financiamento público da atividade de projeto:
>> Este projeto não utiliza financiamento público.
SEÇÃO B. Aplicação da metodologia de monitoramento e linha de base
B.1. Título e referência da metodologia de monitoramento e linha de base aprovada para a
atividade de projeto:
>> A metodologia de monitoramento e linha de base aprovada e as ferramentas utilizadas para esta
atividade de projeto estão elencadas abaixo:
Metodologia de monitoramento e linha de base aprovada: ACM0002 – “Metodologia de linha de
base aprovada para geração de energia renovável conectada na rede” – versão 10.
Ferramenta metodológica: “Ferramenta para cálculo do fator de emissão do sistema elétrico” –
versão 01.1.
Ferramenta metodológica: “Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade” –
versão 05.2.
Para maiores informações sobre a metodologia e as ferramentas metodológicas acesse os endereços
abaixo:
Metodologia de linha de base aprovada para geração de energia renovável conectada na rede
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Ferramenta para cálculo do fator de emissão do sistema elétrico
Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade
B.2. Justificativa para a escolha da metodologia e porque ela se aplica à atividade de projeto:
>> A metodologia selecionada para esta atividade de projeto é a ACM0002, conforme citação na seção
B.1. A atividade de projeto se enquadra dentro do escopo setorial 1(um) que atende projetos de geração
de energia renovável.
Por se tratar de um projeto de pequena central hidrelétrica a atividade de projeto não consiste em um
sistema conjugado de calor e energia (co-geração).
Essa metodologia se aplica nas seguintes condições para essa atividade de projeto:
1) Implantação de uma Pequena Central Hidrelétrica a fio d’água com capacidade instalada de 16
MW.
2) Capacidade instalada maior que 15 MW;
3) A atividade de projeto prevê a implantação de um novo reservatório com uma área de
reservatório de 95,5 hectares.
4) A densidade energética da atividade de projeto proposta é de 16,75 W/m2. Portanto atende aos
requisitos da metodologia que se enquadra para novos projetos de geração de energia hídrica com
densidade energética maior que 4 W/m2.
O projeto Marco Baldo gerará eletricidade através de fonte renovável, no caso fonte hídrica, e despachará
energia elétrica para o Sistema Interligado Nacional, denominado SIN.
B.3. Descrição das fontes e gases inclusos nos limites do projeto:
>> O limite do projeto compreende a área física, geográfica, da fonte de geração de energia renovável
sendo que a extensão espacial do limite do projeto abrange a área do projeto e todas as usinas fisicamente
conectadas ao sistema de eletricidade ao qual a usina do projeto no âmbito do MDL esteja conectada.
O Brasil está dividido em cinco macrorregiões geográficas: Norte, Nordeste, Sudeste, Sul e Centro-Oeste.
A maior parte da população concentra-se nas regiões Sul, Sudeste e Nordeste. Assim a geração de energia
e, conseqüentemente, a transmissão, estão concentradas em dois subsistemas. A expansão de energia se
concentrou em duas áreas específicas, sendo elas: Norte/Nordeste e Sul/Sudeste/Centro-Oeste.
O Sistema Interligado Nacional é formado pelas empresas das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste,
Nordeste e parte da região Norte. Apenas 3,4% da capacidade de produção de eletricidade do país
encontram-se fora do SIN, em pequenos sistemas isolados localizados principalmente na região
Amazônica.
A Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima – CIMGC em sua 43º Reunião, no dia 29 de
abril de 2008, decidiu pela adoção de um Único Sistema como padrão para projetos de MDL que
utilizem a ferramenta de cálculo dos fatores de emissão associada à metodologia ACM0002 para estimar
suas reduções de emissão de gases de efeito estufa. A justificativa da decisão é que as restrições de
transmissão existentes atualmente entre os sub-mercados do SIN não são suficientes para diminuir
substancialmente o benefício global do projeto, em função da região em que seja implantado. A figura 3
mostra o sistema de transmissão operado pelo Operador Nacional do Sistema.
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
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Figura 3 – Sistema de Transmissão 2007-2009 (fonte: Operador Nacional do Sistema – ONS)
A atividade de projeto se localiza no sub-mercado Sul.
Os gases de efeito estufa e as fontes de emissão incluídas na e excluídas da fronteira do projeto estão
mostradas na tabela 6 abaixo.
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
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Fontes Gás Incluído? Justificativa /
Explicação
LIN
HA
DE
BA
SE
Emissões de
CO2
provenientes
da geração de
eletricidade em
usinas movidas
a combustíveis
fósseis, que
forem
substituídas em
razão da
atividade do
projeto
CO2 Sim
Fonte de emissão
considerada por
conta da geração
de energia elétrica
através de plantas
de geração de
energia movida a
combustíveis
fósseis.
CH4 Não Fonte de emissão
desprezível
N20 Não Fonte de emissão
desprezível
AT
IVID
AD
E
DE
PR
OJE
TO
Emissões do
reservatório CH4 Não
Não tem aumento
da área de
reservatório na
atividade de
projeto proposta.
Tabela 6 – Fontes de emissão incluídas na e excluídas da fronteira do projeto.
Parte da eletricidade consumida no país é importada de outros países, entre eles Argentina, Paraguai e
Uruguai, no entanto a energia importada de outros países não afeta o limite do projeto nem o cálculo de
linha da base, pois fornecem uma parte muito pequena da eletricidade consumida no Brasil como mostra
o histórico desde fornecimento, como por exemplo, em 2003, apenas 0.1% da energia consumida no
Brasil foi importada destes países e em 2004 onde o Brasil exportou energia para Argentina devido ao
período de escassez que esse país atravessava.
B.4. Descrição de como o cenário de linha de base é identificado e descrição do cenário de linha
de base identificado:
>> De acordo com a metodologia ACM0002, o cenário de linha de base para a implementação de uma
nova usina de geração de energia renovável, no caso hídrica, é o seguinte:
“A eletricidade que será despachada para o Sistema Interligado Brasileiro pela atividade de projeto
proposta seria gerada na ausência da atividade de projeto pelas usinas de geração em operação conectadas
ao Sistema Interligado Nacional e pela adição de novas fontes de geração, conforme refletido na margem
combinada (CM) calculadas de acordo com a “Ferramenta para cálculo do fator de emissão para o
sistema elétrico”. Neste caso teríamos a emissão de gases de efeito estufa provenientes das termelétricas
movidas a combustíveis fósseis que estão conectadas no sistema elétrico brasileiro, conforme refletido na
margem combinada.
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
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Portanto o cenário de linha de base é a implementação de uma nova usina de geração de energia elétrica
movida a combustível renovável, no caso fonte hídrica, que será conectada ao sistema elétrico nacional.
Na ausência da atividade de projeto a energia continuaria a ser gerada pelo mix atual de geração existente,
conforme refletido pelos cálculos da margem combinada (CM) na seção B.6.1., sendo que as usinas
movidas a combustíveis fósseis representam 16,45% de toda a energia gerada no Brasil, segundo
informação da matriz de energia elétrica disponibilizada pela ANEEL4. Com a implementação do projeto
Marco Baldo teremos a redução de emissão de gases de efeito estufa pelo deslocamento de fontes
movidas a combustíveis fósseis, representadas pelas termelétricas movidas a carvão mineral, gás e
petróleo.
As alternativas consideradas para a atividade de projeto são:
Cenário 1: Continuação da situação atual, onde a eletricidade continuaria a ser gerada pelo mix
de geração do Sistema Interligado Nacional, onde teríamos o atual pool de geração no qual as
usinas movidas a combustíveis fósseis representam 16,45%.
Cenário 2: Implementação da atividade de projeto sem considerar o MDL, onde teríamos a
implementação de uma usina de fonte renovável de 16 MW sem considerar as receitas do MDL.
Esse cenário apresenta barreiras de implementação e serão demonstradas na seção B.5.
Cenário 3: Implementação de uma usina de geração de energia movida a combustível fóssil,
conectada ao Sistema Interligado Nacional, em virtude da grande concentração das reservas de
carvão se localizarem na região Sul do Brasil.
Todas as três alternativas ao cenário de linha de base estão de acordo com os requisitos legais ou
regulatórios.
O projeto atende a todos os requisitos de adicionalidade, conforme a ferramenta metodológica de análise
“Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade” – versão 05.2 demonstrada na seção
B.5.
De acordo com a ferramenta metodológica “Ferramenta para cálculo do fator de emissão para o sistema
elétrico” – versão 01.1, o cenário de linha de base é a energia gerada pelo projeto Marco Baldo, expressos
em MWh por ano, multiplicados por um fator de emissão, expressos em tCO2e/MWh, calculados como
uma margem combinada (CM). A margem combinada é calculada como uma combinação da margem de
operação (MO) e margem de construção (MB).
O cálculo do fator de emissão da margem de operação (EFgrid,OM,y) é baseado nos seguintes métodos:
(a) MO simples;
(b) MO simples ajustada;
(c) Análise dos dados de despacho da MO;
(d) MO média.
4 Matriz de Energia Elétrica do Brasil
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Uma delineação do sistema elétrico brasileiro foi publicada pela Autoridade Nacional Designada e será
usada neste projeto para cálculo da margem combinada, conforme orientação da ferramenta metodológica
utilizada, portanto o método utilizado foi o item “(c) Análise de despacho da MO”. Para efeito de
cálculo do fator de emissão da margem de operação serão utilizados os dados mais recentes divulgados
pela AND e seus valores serão atualizados anualmente durante a fase de monitoramento do projeto Marco
Baldo.
O cálculo do fator de emissão da margem de construção (EFgrid,BM,y) é baseado nos seguintes métodos:
(a) O conjunto das cinco usinas que teriam sido construídas mais recentemente;
(b) O conjunto das usinas que aumentaram a sua capacidade no sistema elétrico que compreendem
20% da geração do sistema (em MWh) e que teriam sido construídas mais recentemente.
A margem de construção (BM) que será utilizada para esta atividade de projeto será os dados mais
recentes disponíveis divulgados pela AND e seus valores serão atualizados anualmente durante a fase de
monitoramento do projeto Marco Baldo.
Portanto, a linha de base para esta atividade de projeto é a margem combinada para o Sistema Único
definido pela Autoridade Nacional Designada calculada de acordo com a ferramenta metodológica citada
acima, considerando a Análise dos dados de despacho, cujos valores estão disponibilizados no site do
Ministério de Ciência e Tecnologia. Foram utilizados os dados com ano base de 2008.
B.5. Descrição de como as emissões antropogênicas de gases de efeito estufa por fontes são
reduzidas para níveis inferiores aos que teriam ocorrido na ausência da atividade de projeto
registrada de MDL (demonstração e avaliação de adicionalidade):
>> De acordo com as premissas descritas no Anexo 61 – “Diretrizes sobre a demonstração e avaliação
da consideração prévia do MDL” – versão 25, o comitê executivo decidiu que para atividades de projeto
com a data de início em ou depois de 02 de Agosto de 2008, o participante do projeto deverá informar a
Parte Anfitriã (AND) e o secretariado da Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Mudanças do
Clima (CQNUMC) em escrito do inicio da atividade de projeto e da sua intenção de torná-la uma
atividade de projeto no âmbito do MDL. Tal notificação deve ser feita no prazo de seis meses a partir da
data de início da atividade de projeto proposta, com o uso do formulário padronizado FCDM-Prior
Consideration. No dia 03/Setembro/20096 foi enviado o formulário padronizado a Comissão
Interministerial de Mudança Global do Clima e ao secretariado da Convenção Quadro das Nações Unidas
sobre Mudanças do Clima (CQNUMC).
O Glossário de termos do MDL – versão 57 define como inicio de atividade de projeto de MDL a data
mais antiga no qual temos o início da implementação ou construção ou uma ação real de início da
atividade de projeto. A tabela 7 demonstra os eventos ocorridos para demonstração de uma ação real de
início da atividade de projeto.
5 http://www.mct.gov.br/upd_blob/0205/205897.pdf
6 As confirmações de recebimento pela CQNUMC e AND serão disponibilizadas para a EOD.
7 http://cdm.unfccc.int/Reference/Guidclarif/glos_CDM.pdf
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
MDL – CONSELHO EXECUTIVO
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Empresas Eventos Data
BNDES Carta Consulta para
financiamento 03/Março/2009
BNDES Enquadramento do projeto para
requisição de financiamento 14/04/2009
BioGerar Cogeração de Energia
Ltda
Contrato para desenvolvimento
de projeto de Mecanismo de
Desenvolvimento Limpo da PCH
Marco Baldo
28/Maio/2009
MEK Engenharia Projeto Básico Consolidado Junho/2009 Tabela 7 – Descrição dos eventos mais importantes.
De acordo com a carta consulta encaminhada ao BNDES, a CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos,
em dezembro ultimo, apresentou pedido de financiamento, de R$ 145,0 milhões, de um investimento total
de R$ 185,6 milhões, para a construção de duas pequenas centrais hidrelétricas, sendo uma delas a PCH
Marco Baldo. No entanto, em virtude do agravamento da crise econômica e as incertezas do mercado, foi
enviado uma nova carta consulta ao BNDES na data de 03/Março/2009 onde a CESBE S.A. Engenharia e
Empreendimentos decidiu, neste momento, iniciar com a construção da PCH Marco Baldo, com prazos e
valores de financiamento de R$ 56 milhões para um investimento de R$ 80 milhões.
Em janeiro de 2009, a CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos com objetivo de reduzir o impacto da
crise econômica e as incertezas de mercado, iniciou o processo de qualificação de fornecedores com
objetivo de qualificar a PCH Marco Baldo, como um projeto de Mecanismo de Desenvolvimento Limpo
no âmbito do Protocolo de Quioto, onde as receitas das reduções certificadas de emissões desta atividade
de projeto assegurarão a CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos uma garantia adicional, superando
desta forma, as barreiras elencadas acima e tornando o projeto atrativo economicamente/financeiramente.
No dia 14/04/2009 o BNDES respondeu a carta consulta encaminhada no dia 03/03/2009 acatando o
enquadramento do projeto para requisição de linha de financiamento para a construção da PCH Marco
Baldo, sendo que os processos encontram-se em tramitação até a presente data. Foi apresentado ao
BNDES as estimativas das reduções certificadas de emissões como forma de fortalecer o fluxo de caixa
do projeto e melhorar a taxa interna de retorno.
Diante do breve histórico exposto acima, foi definido como inicio de atividade de projeto a data de
14/04/2009, data essa que efetivamente começou uma ação real para que o projeto da PCH Marco Baldo
começasse a ser desenvolvido.
Utilizando a Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade, versão 5.2, aprovada pelo
Conselho Executivo do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo, será demonstrado a adicionalidade do
projeto Marco Baldo. Os passos necessários para esta demonstração foram seguidos tomando como base
o projeto proposto em questão. Esses passos incluem:
Passo 1: Identificação de alternativas para a atividade de projeto de acordo com leis e normas
vigentes;
Passo 2: Análise de investimentos para determinar se a atividade de projeto não é a mais
econômica ou financeiramente atrativa;
Passo 3: Análise de barreiras;
Passo 4: Análise de práticas comuns.
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
MDL – CONSELHO EXECUTIVO
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Baseado nas informações sobre atividades de projetos similares, a análise de práticas comuns é um
complemento e é reforçada pela análise de investimento e/ou barreiras (podendo utilizar umas delas ou as
duas em conjunto).
Os passos necessários estão detalhados abaixo.
Passo 1. Identificação de alternativas a atividade de projeto de acordo com leis e normas
vigentes
Sub-passo 1a. Definir alternativas a atividade de projeto:
As alternativas a atividade de projeto são:
Alternativa 1: Continuação da situação atual, onde a eletricidade continuaria a ser gerada pelo
mix de geração do Sistema Interligado Nacional, onde teríamos o atual pool de geração no qual as
usinas movidas a combustíveis fósseis representam 16,45%.
Alternativa 2: Implementação da atividade de projeto sem considerar o MDL, onde teríamos a
implementação de uma usina de fonte renovável de 16 MW sem considerar as receitas do MDL.
Alternativa 3: Implementação de uma usina de geração de energia movida a combustível fóssil
de 16 MW, conectada ao Sistema Interligado Nacional, em virtude da grande concentração das
reservas de carvão se localizarem na região Sul do Brasil.
Cenário brasileiro: Segundo dados da ANEEL8, a matriz de energia elétrica no Brasil é dividida em sua
maior parte entre usinas hidrelétricas de energia (acima de 30 MW de potência instalada) representando
71,40% de toda a energia gerada no Brasil e Usinas Termelétricas de Energia representando 23,29% de
toda a energia gerada no Brasil, sendo que essas usinas em sua maioria são representadas por usinas
movidas a combustíveis fósseis, conforme observado na tabela abaixo:
Classe de Combustíveis Utilizados no Brasil - Operação
Combustível Quantidade Potência (kW) %
Biomassa 334 5.737.443 23,41
Fóssil 907 17.809.558 72,66
Outros 23 962.483 3,93
Total 1264 24.509.484 100
Tabela 8 – Classe dos combustíveis utilizados nas usinas termelétricas.
A alternativa do ponto de vista do proponente do projeto seria a alternativa 1, no qual continuaríamos
com a situação atual, onde teríamos o desenvolvimento de projetos de usinas hidrelétricas de grande
porte, que causam grandes impactos ambientais por conta da necessidade do represamento de um volume
grande de água e o desenvolvimento de usinas termelétricas movidas a combustíveis fósseis emitindo
grandes quantidades de CO2 para a atmosfera.
Devido ao fato de que os grandes estoques de carvão mineral estão concentrados na região Sul do País,
onde se encontra a atividade de projeto proposta, teríamos a alternativa 3, como uma alternativa viável
para o desenvolvimento de projetos de termelétricas movidas a combustíveis fósseis. De acordo com a
8 ANEEL: Matriz de Energia Elétrica do Brasil
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regulação do sistema elétrico e as condições de mercado, atualmente é mais fácil e rápido instalar uma
central termelétrica do que uma hidrelétrica no Brasil.
Segue abaixo as usinas termelétricas movidas a carvão mineral instaladas no Brasil:
USINAS do tipo Carvão Mineral em Operação
Usinas Potência
Fiscalizada (kW)
Município Combustível Classe Combustível
Charqueadas 72.000 Charqueadas - RS Carvão Mineral Fóssil
Figueira 20.000 Figueira - PR Carvão Mineral Fóssil
Jorge Lacerda I e II 232.000 Capivari de Baixo - SC Carvão Mineral Fóssil
Presidente Médici A, B 446.000 Candiota - RS Carvão Mineral Fóssil
São Jerônimo 20.000 São Jerônimo - RS Carvão Mineral Fóssil
Jorge Lacerda III 262.000 Capivari de Baixo - SC Carvão Mineral Fóssil
Jorge Lacerda IV 363.000 Capivari de Baixo - SC Carvão Mineral Fóssil
Alunorte 40.104 Barcarena - PA Carvão Mineral Fóssil
Total: 8 Usina(s) Potência Total: 1.455.104 kW Tabela 9 – Usinas termelétricas movidas a carvão mineral (fonte: ANEEL)
Sub-passo 1b. Estar de acordo com leis e regulamentos vigentes:
As alternativas elencadas no sub-passo 1a estão de acordo com normas, regulamentos e leis vigentes no
Brasil, de acordo com as seguintes entidades:
ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica (link: ANEEL);
MME: Ministério de Minas e Energia (link: MME);
ONS: Operador Nacional do Sistema (link: ONS);
FEPAM: Fundação Estadual de Proteção Ambiental Henrique Luis Roessler (link: FEPAM);
CQNUMC: Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima (link: CQNUMC);
MCT: Ministério de Ciência e Tecnologia (link: MCT).
Passo 1 – Satisfaz - Aprovado – Próxima análise: Passo 2
Passo 2. Análise de investimento
Determinar se a atividade de projeto proposta não é:
(a) A mais atrativa economicamente e financeiramente; ou
(b) Economicamente e financeiramente viável, sem as receitas advindas da venda das reduções
certificadas de emissões (RCEs).
Sub-passo 2a: Determinar o método de análise apropriado
Determinar o método de análise apropriado para a atividade de projeto proposta. Os métodos sugeridos
são:
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Opção I – Análise do custo simples: Esse método é utilizado para atividades de projeto que
somente geram benefícios da venda das reduções certificadas de emissão (RCEs). Como a
atividade de projeto proposta gera receitas advindas da comercialização de energia, esse método
não é apropriado para esta atividade de projeto. A opção I foi descartada.
Opção II – Análise da comparação de investimento: Esse método é utilizado quando as
alternativas a atividade de projeto se configuram em projetos de investimento. Em virtude de
considerarmos a matriz energética do Brasil como alternativa a atividade de projeto e
considerando os objetivos da CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos de crescer de uma
forma sustentável, esse método não é apropriado para esta atividade de projeto. A opção II foi
descartada.
Opção III – Análise do índice referencial: Essa opção foi selecionada para a atividade de
projeto proposta.
Sub-passo 2b: Opção III. Análise do índice referencial
O indicador financeiro selecionado para o projeto Marco Baldo é a TIR – Taxa Interna de Retorno que
caracteriza a taxa de remuneração do capital investido.
O índice referencial que será utilizado é: Sistema Especial de Liquidação e Custódia (SELIC).
A SELIC consiste em uma associação entre o Banco Central e a Associação Nacional das Instituições do
Mercado Aberto (ANDIMA), criada em 14/11/1979. Tem por finalidade a custódia de títulos públicos e a
liquidação financeira da negociação entre compradores e vendedores. Com esse sistema, foi possível
estabelecer procedimentos de segurança nas transações de tais títulos, por meio dos quais o sistema se
responsabiliza pela existência de lastro e dos recursos necessários para a liquidação financeira,
efetivando-se as operações somente contra o seu pagamento. Como esses títulos são liquidados em
reserva bancária, possuem grande liquidez, como é o caso das LTNs, e de mínimo risco, visto que são
emitidos pelo governo e aceitos no mercado como se fosse dinheiro.
O SELIC é um sistema eletrônico que permite a atualização diária das posições das instituições
financeiras, assegurando maior controle sobre as reservas bancárias. Sendo que o SELIC identifica
também a taxa de juros que reflete a média de remuneração dos títulos federais negociados com os
bancos. A SELIC é considerada a taxa básica porque é usada em operações entre bancos e, por isso, tem
influência sobre os juros de toda a economia.
Dessa forma, as taxas desses títulos são os grandes balizadores do mercado em termos de formação de
taxas de juros. Atualmente, o Banco Central fixa regularmente a taxa SELIC (Meta SELIC), nas reuniões
do Comitê de Política Monetária (COPOM). Além disso, diariamente, a SELIC divulga a taxa média das
operações compromissadas com lastro em títulos públicos cujo prazo é de 1(um) dia útil.
Com a redução da taxa básica de juros (SELIC), o Banco Central também diminui a atratividade das
aplicações em títulos da dívida pública. Assim, começa a sobrar um pouco mais de dinheiro no mercado
financeiro para viabilizar investimentos que tenham retorno maior que o pago pelo governo.
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Sub-passo 2c: Cálculo e comparação dos indicadores financeiros.
Devido à alta volatilidade que a taxa SELIC vêm demonstrando desde sua criação, foi utilizado para
efeitos de comparação à média dos últimos 8 (oito) anos da TAXA SELIC para os períodos de 05/2002 a
05/2009, conforme o gráfico 01, expresso abaixo.
Gráfico 1 – Taxa SELIC – período de 05/2002 – 05/2009 (fonte: Banco Central)
Média TAXA SELIC 05/02 - 05/09
16,36%
O fluxo de caixa9 da PCH Marco Baldo demonstra que a TIR do projeto é de 10,49% considerando um
período de 30 anos que é o tempo estimado de concessão do empreendimento, sendo menor que a média
da taxa SELIC para os últimos oito anos que é de 16,36%. Se compararmos a TIR do projeto com a taxa
SELIC de Dezembro de 2008 que era de 13,75%, data de entrega do projeto básico consolidado, temos
que a melhor alternativa para o investidor é aplicar os recursos no mercado financeiro, ao invés de
investir no projeto.
Além do que, pelo fato de um projeto de pequena central hidrelétrica apresentar maiores riscos, tais
como: volatilidade do preço da energia elétrica, dificuldade da comercialização da energia elétrica no
mercado devido ao pequeno volume de eletricidade gerado, garantias excessivas na alavancagem de
financiamentos, entre outras, ao investidor do que o mercado financeiro e uma menor atratividade se
comparado com a taxa referencial de mercado, as receitas advindas da comercialização das reduções
certificadas de emissões, comercializadas em moeda forte (euros), têm um impacto importante no fluxo
de caixa do projeto reduzindo os riscos para o investidor e melhorando a TIR do projeto, conforme
expresso abaixo.
Taxa Interna de Retorno (sem MDL) Taxa Interna de Retorno (com MDL)
10,49% 11,28% Tabela 10 – Simulação da Taxa Interna de Retorno (fonte: Fluxo de Caixa da CESBE S.A Engenharia e
Empreendimentos9)
9 O fluxo de caixa da atividade de projeto será disponibilizado para a Entidade Operacional Designada no momento
da validação do projeto.
0
5
10
15
20
25
30
abr/01 set/02 jan/04 mai/05 out/06 fev/08 jul/09 nov/10
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Deste modo, avaliando o impacto do MDL no projeto, temos um aumento da Taxa Interna de Retorno de
7,53%, representando um aumento de 0,79% da TIR, passando de 10,49% para 11,28%.
De acordo com o item (10) (b) do sub-passo 2c da “Ferramenta de demonstração e avaliação da
adicionalidade – versão 05.2”, se a atividade de projeto de MDL tem um indicador (TIR) menos
favorável do que o índice de referência (SELIC), então a atividade de projeto de MDL não poderá ser
considerada financeiramente/economicamente atrativa.
Portanto, podemos concluir diante do exposto acima, que a atividade de projeto proposta não é
financeiramente/economicamente atrativa para o investidor sem a consideração do MDL.
Sub-passo 2d. Análise de Sensibilidade
Com objetivo de verificar a robustez do modelo financeiro, foram feitos análises dos parâmetros
elencados abaixo em um intervalo de -10% a 10% em comparação com o cenário de base. Esses
parâmetros foram selecionados, pois sua variação pode contribuir para o aumento da atratividade
econômico/financeiro da atividade de projeto proposta.
Preço da energia: O cenário de base para o preço da energia é de R$ 140,00/MWh;
Custos de Operação e Manutenção: O cenário de base para os custos de O&M é de R$
14,00/MWh, equivalendo ao valor de R$ 1.108.250,46 por ano;
Custo total do projeto: O cenário de base para o custo total do projeto é de R$ 80.000.000,00,
sendo o percentual de financiamento de 70%, com um período de amortização de 10 anos a uma
taxa de 6,00% ao ano. Desta forma, R$ 56.000.000,00 serão financiados pelo Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social e o restante será desembolsado pela CESBE S.A.
Engenharia e Empreendimentos;
Energia Assegurada. O cenário de base para a energia assegurada, conforme explicado na seção
A.4.3. é de 79.160,75 MWh médios/ano.
As análises de sensibilidade dos parâmetros, definidos acima, sem a consideração das receitas que serão
originadas pela comercialização das reduções certificadas de emissões estão expressas nas tabelas abaixo:
Cenário projetado Preço da Energia
(R$/MWh) TIR do Projeto
-10% R$ 126,00 8,30%
-5% R$ 133,00 9,39%
0% R$ 140,00 10,49%
5% R$ 147,00 11,61%
10% R$ 154,00 12,76% Tabela 11 – Simulação do Preço da Energia
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Cenário projetado Custo de O&M
(R$/MWh) TIR do Projeto
-10% R$997.425,42 10,74%
-5% R$1.052.837,94 10,62%
0% R$1.108.250,46 10,49%
5% R$1.163.662,99 10,37%
10% R$1.219.075,51 10,25% Tabela 12 – Simulação do custo de O&M
Cenário projetado Custo total do Projeto
(R$/MWinstalado) TIR do Projeto
-10% R$72.000.000,00 12,53%
-5% R$76.000.000,00 11,45%
0% R$80.000.000,00 10,49%
5% R$84.000.000,00 9,64%
10% R$88.000.000,00 8,87% Tabela 13 – Simulação do custo total do projeto
Cenário projetado Energia Assegurada
(MWh médios) TIR do Projeto
-10% 71.244,67 8,54%
-5% 75.202,71 9,51%
0% 79.160,75 10,49%
5% 83.118,78 11,49%
10% 87.076,82 12,50% Tabela 14 – Simulação da Energia Assegurada
Conclusão: De acordo com as análises de sensibilidade, demonstradas acima, podemos concluir que a
atividade de projeto proposta é improvável ser a mais economicamente/financeiramente atrativa, pois o
índice de referência (TAXA SELIC) é maior que a Taxa Interna de Retorno para todos os parâmetros e
cenários projetados, expressos nas tabelas acima, então prossiga para o passo 4.
Em função de riscos setoriais e barreiras mercadológicas que a atividade de projeto proposta apresenta,
podemos concluir que a melhor alternativa do ponto de vista econômico/financeiro para o investidor não é
o investimento na PCH Marco Baldo. No entanto com as receitas advindas da venda das reduções
certificadas de emissões, tem-se uma melhora significativa na TIR do projeto, reduzindo os riscos
setoriais e barreiras mercadológicas, gerando um atrativo a mais para o projeto, possibilitando ao
investidor optar pelo desenvolvimento da atividade de projeto proposta.
Passo 2 – Satisfaz - Aprovado – Próxima análise: Passo 3
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Passo 3. Análise de barreiras
Sub-passo 3a. Identificar barreiras que possam impedir a implementação do tipo de
atividade do projeto:
De acordo com a ferramenta de demonstração e avaliação da adicionalidade – versão 05.2, esse
item não é aplicável.
Sub-passo 3b. Mostrar que as barreiras identificadas não preveniriam a implementação de
ao menos uma das alternativas (exceto a atividade de projeto proposta):
De acordo com a ferramenta de demonstração e avaliação da adicionalidade – versão 05.2, esse
item não é aplicável.
Passo 3 – Satisfaz - Aprovado – Próxima análise: Passo 4
Passo 4. Análise de Práticas Comuns
Sub-passo 4a. Analisar outras atividades similares à atividade do projeto proposta: e
Sub-passo 4b. Discutir outras opções similares que estão ocorrendo:
O Brasil possui no total 2.120 empreendimentos em operação, gerando 105.357.439 kW de potência. Está
prevista para os próximos anos uma adição de 36.853.104 kW na capacidade de geração do País,
proveniente dos 178 empreendimentos atualmente em construção e mais 433 outorgadas. Segue abaixo na
tabela 15, os empreendimentos em operação:
Empreendimentos em Operação
Tipo Quantidade Potência
Outorgada (kW)
Potência Fiscalizada
(kW) %
CGH 299 169.224 167.623 0,16
EOL 35 550.680 547.684 0,52
PCH 351 2.923.739 2.867.997 2,72
SOL 1 20 20 0
UHE 162 75.150.827 75.160.709 71,3
UTE 1.270 26.940.533 24.606.406 23,4
UTN 2 2.007.000 2.007.000 1,9
Total 2.120 107.742.023 105.357.439 100 Tabela 15 – Empreendimentos em operação (fonte: ANEEL)
Legenda
CGH Central Geradora Hidrelétrica
CGU Central Geradora Undi-Elétrica
EOL Central Geradora Eolielétrica
PCH Pequena Central Hidrelétrica
SOL Central Geradora Solar Fotovotaica
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UHE Usina Hidrelétrica de Energia
UTE Usina Termelétrica de Energia
UTN Usina Termonuclear
Tabela 16 – Legenda.
Como podemos observar na tabela 15, projetos de pequena central hidrelétrica representam 2,72% da
potência total disponível na matriz energética do Brasil, representando um total de 351 empreendimentos
em operação, gerando 2.867.997 kW. Sendo que a prática predominante no Brasil é o desenvolvimento de
Usinas Hidrelétricas de Energia, representando 71,3%, e Usinas Termelétricas de Energia, representando
23,4%. Portanto podemos concluir que projetos de Pequenas Centrais Hidrelétricas não são práticas
usuais no Brasil.
A atividade de projeto está localizada no estado do Rio Grande do Sul onde temos atualmente um total de
115 empreendimentos em operação, gerando 7.130.247 kW de potência. Está prevista para os próximos
anos uma adição de 4.394.531 kW na capacidade de geração do Estado, proveniente dos 11
empreendimentos atualmente em construção e mais 35 com sua outorga assinada. Segue abaixo na tabela
17, os empreendimentos em operação no Estado do Rio Grande do Sul.
Empreendimentos em Operação (Rio Grande do Sul)
Tipo Quantidade Potência
(kW) %
CGH 32 20.317 0,28
EOL 3 150.000 2,1
PCH 32 293.266 4,19
UHE 14 4.978.825 69,77
UTE 34 1.687.839 23,65
Total 115 7.130.247 100
Tabela 17 – Empreendimentos em operação no estado do Rio Grande do Sul (fonte: ANEEL10
)
Na tabela 17, pode se observar que projetos de pequenas centrais hidrelétricas no estado do Rio Grande
do Sul representam 4,19% da potencia (kW) gerada, sendo que a prática comum no estado é a construção
de Usinas Hidrelétricas de Energia, representando 69,77% da potência gerada, e Usinas Termelétricas de
Energia, representando 23,65% da potência gerada. Embora tenham uma representatividade de 23,65% de
geração de energia através de usinas termelétricas, 86.700,00 kW são gerados através de biomassa,
representando 1,22 % da potência total gerada dos projetos em operação no Rio Grande do Sul e 5,14%
das usinas termelétricas em operação. Portanto podemos observar que a predominância no estado, quando
a opção for à instalação de usinas termelétricas, é a opção pelas usinas termelétricas movidas a
combustíveis fósseis.
Conclusão: Analisando a participação dos empreendimentos na matriz energética nacional, avaliando o
cenário nacional (Brasil), representam 2,72% da potência total gerada, e estadual (Rio Grande do Sul),
representam 4,11% da potência total gerada. Conclui-se, portanto, que a participação dos projetos de
pequenas centrais hidrelétricas não tem uma representatividade, tanto no âmbito nacional, quanto no
âmbito estadual, atuando de uma forma complementar, sendo a predominância de projetos de Usinas
Hidrelétricas de grande porte e Usinas termelétricas movidas a combustíveis fósseis.
10
http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/ResumoEstadual/CapacidadeEstado.asp?cmbEstados=RS:RIO GRANDE DO SUL
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De acordo com a tabela 18 existem atualmente 6(seis) pequenas centrais hidrelétricas em construção no
Estado do Rio Grande do Sul, representando um total de 6,53% da potência que será gerada.
Tabela 18 – Usinas em construção em RS (fonte: ANEEL10) Gráfico 02 – Usinas em construção em RS (fonte: ANEEL10)
Pode-se concluir através da análise da tabela 18 e do gráfico 02 que a atividade predominante em termos
de potência a ser gerada no Estado do Rio Grande do Sul é a implementação de projetos de Usinas
Hidrelétricas de Energia e Usinas Térmicas que representam um total de 68,73% e 24,74%
respectivamente do total da potência a ser gerada.
Devido às dificuldades na obtenção de financiamentos por conta das garantias excessivas exigidas pelas
instituições financeiras para esse tipo de projeto e das dificuldades em se negociar o contrato de venda da
energia por conta do volume de energia a ser gerada, esses projetos precisam de um incentivo forte para a
sua viabilização.
Um incentivo forte para viabilizar projetos de PCH é o PROINFA11 – PROGRAMA DE INCENTIVO AS
FONTES ALTERNATIVAS DE ENERGIA, criado pelo governo brasileiro cujo objetivo é garantir as
tarifas de compra acima dos valores de mercado, para a energia gerada por estas centrais. Os
desenvolvedores tem se habilitado a participar deste programa com objetivo de reduzir as dificuldades
encontradas. A maior parte dos projetos de PCH que não fazem parte do PROINFA considerou o MDL
como fator decisivo para viabilizar seus projetos ou outros programas de incentivo, como o REIDI12. O
próprio governo brasileiro considerou o MDL como forma de viabilizar o PROINFA.
Atualmente no Estado do Rio Grande do Sul, segundo a tabela 18 existem 6(seis) projetos de Pequenas
Centrais Hidrelétricas em fase de construção, sendo que todos os projetos recebem incentivos para o seu
desenvolvimento conforme tabela 19 abaixo:
PCH Potência MDL Proinfa
Habilitados REIDI
Palanquinho 24.165 Sim
Marco Baldo 16.00 Sim
Criúva 23.949 Sim
Engenheiro Henrique Kotzian 13.00 Sim
Albano Machado 3,00 Sim
Moinho 13,70 Sim Tabela 19 – PCHs em fase de construção no RS (fonte: ANEEL)
11 PROINFA – Lei no 10.438, promulgada em 26/04/2002.
12 Regime Especial de Incentivo do Ministério de Minas e Energia (MME).
Empreendimentos em Construção (Rio Grande do Sul)
Tipo Quantidade Potência
(kW) %
PCH 6 93.394 6,53
UHE 3 983.000 68,73
UTE 2 353.825 24,74
Total 11 1.430.219 100
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Atualmente, o Estado do Rio Grande do Sul possui 32 projetos e Pequenas Centrais Hidrelétricas gerando
um total de 305.021 kW de Potência, sendo que os projetos similares a atividade de projeto, que são
projetos acima de 15 MW, em operação estão descritos na tabela 20 abaixo:
Usina Potência (kW) Município Rio
Passo do Meio 30.000 Bom Jesus e São
Francisco de Paula Rio das Antas
Linha Emília 19.500 Dois Lajeados Carreiro
Cotiporã 19.500 Cotiporã Carreiro
Caçador 22.500 Nova Bassano e
Serafina Corrêa Carreiro
Esmeralda 22.200 Barracão e Pinhal Bernardo José
São Bernardo 15.000 Barracão e Esmeralda Bernardo José
Jararaca 28.000 Nova Roma do Sul e
Veranópolis Prata
Da Ilha 26.000 Antônio Prado e
Veranópolis Prata
Ouro 16.000 Barracão Marmeleiro
Engenheiro Ernesto
Jorge Dreher 17.470
Júlio de Castilhos e
Salto do Jacuí Ivaí
Total 216.170,00 Total: 10 Usina(s). Tabela 20 – PCHs em operação no RS (fonte: ANEEL13)
Conforme observado na tabela acima, de um total de 305.021 kW de Potência gerada, temos que projetos
similares a atividade de projeto representam um total de 216.170,00 kW de Potência gerada,
representando, aproximadamente, 70,87% do total de potência gerada no Estado.
Tem-se que 9(nove) dos 10(projetos) em operação no Estado, conforme tabela 21 abaixo, receberam
incentivos, tais como MDL14, PROINFA15 e REIDI para a sua viabilização, conforme tabela abaixo:
Usina Potência (kW) Incentivos
Passo do Meio 30.000 MDL
Linha Emília 19.500 PROINFA
Cotiporã 19.500 PROINFA
Caçador 22.500 PROINFA
Esmeralda 22.200 PROINFA
São Bernardo 15.000 PROINFA
Jararaca 28.000 PROINFA
Da Ilha 26.000 PROINFA
Engenheiro Ernesto
Jorge Dreher 17.470 REIDI
Tabela 21 – PCHs em operação no RS que receberam incentivos (fonte: ANEEL)
13 http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/ResumoEstadual/GeracaoTipoFase.asp?tipo=5&fase=3&UF=RS:RIO
GRANDE DO SUL
14 http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/58240.html
15 http://www.mme.gov.br/programas/proinfa/galerias/arquivos/apresentacao/Situaxo_usinas_PROINFA_AGO-
2009.pdf
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
MDL – CONSELHO EXECUTIVO
26
Embora projetos similares ao projeto Marco Baldo estejam ocorrendo no Estado do Rio Grande do Sul, o
percentual de participação no cenário estadual e nacional é muito pequeno. Portanto não podemos
considerar a atividade de projeto como prática comum. Todos os projetos estão sendo implementados
mediante a participação em programas e protocolos que disponibilizam incentivos para esse tipo de
empreendimento, o que viabiliza o projeto, além do que 9(nove) dos 10(dez) projetos hoje em operação
no Estado, similares a atividade do projeto, foram implementados mediante a participação em programas
e protocolos que disponibilizam incentivos para esse tipo de empreendimento, o que viabilizou a
implementação dos mesmos. Sendo que sem esses incentivos, o desenvolvimento de projetos de pequenas
centrais hidrelétricas não é economicamente e financeiramente atrativo para o investidor.
Passo 4 – Satisfaz - Aprovado
O PROJETO É ADICIONAL
B.6. Reduções de emissões:
B.6.1. Explicação da escolha metodológica:
>> De acordo com a metodologia consolidada de linha de base e monitoramento (ACM0002 – versão 10)
e da ferramenta para o cálculo do fator de emissão para um sistema elétrico (versão 01.1), as emissões de
linha de base incluem unicamente as emissões de CO2 provenientes da eletricidade gerada por usinas
movidas a combustíveis fósseis que são deslocadas em conseqüência da atividade de projeto proposta. Os
cálculos das emissões de linha de base são calculados de acordo com a expressão abaixo:
yCMgridyPJy EFEGBE ,,, * (1)
Onde:
yBE = Emissões de linha de base no ano y (tCO2/yr)
yPJEG , = Quantidade de eletricidade líquida gerada que é produzida e influencia no
desenvolvimento da matriz energética como resultado da implementação de uma
atividade de projeto de MDL no ano y (MWh médios/yr)
yCMgridEF ,, = Fator de emissão de CO2 da margem combinada para as usinas de geração conectadas a
matriz energética no ano y calculado usando a última versão da “Ferramenta de cálculo
do fator de emissão para um sistema elétrico” (tCO2/MWh médios)
Calculando o yPJEG ,
O cálculo de yPJEG , é diferente para (a) plantas Green Field, (b) repotencialização e troca de
equipamentos, e (c) aumento da capacidade. Para esta atividade de projeto usaremos o item “(a)
plantas Green Field” por se tratar da implementação de uma nova usina de geração de eletricidade
através de fonte renovável.
(a) Plantas Green Field de geração de energia renovável
Se a atividade de projeto é a instalação de uma nova planta de geração de energia elétrica a partir de
fontes renováveis que despachará eletricidade para o Sistema Interligado Nacional onde no local não
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
MDL – CONSELHO EXECUTIVO
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existia nenhuma planta de geração de energia renovável antes da implementação da atividade de projeto
proposta, temos que:
yfacilityyPJ EGEG ,, (2)
Onde:
yPJEG , = Quantidade de eletricidade líquida gerada que é produzida e influencia no
desenvolvimento da matriz energética como resultado da implementação de uma
atividade de projeto de MDL no ano y (MWh médios/yr)
yfacilityEG , = Quantidade de eletricidade líquida fornecida pela atividade de projeto para o Sistema
Interligado Nacional no ano y (MWh médios/yr)
Os cálculos estão demonstrados no ANEXO 3 desse documento.
Calculando o yCMgridEF ,,
Utilizando a Ferramenta para cálculo do fator de emissão para um sistema elétrico – versão 01.1 tem-se
que o fator de emissão de CO2 da margem combinada é uma combinação do fator de emissão de CO2 da
margem de operação (MO) e do fator de emissão de CO2 da margem de construção (BM). Os passos
necessários são:
PASSO 1: Identificar o sistema elétrico relevante: A atividade de projeto proposta gerará energia
renovável para o Sistema Interligado Nacional, estado do Rio Grande do Sul, região Sul do Brasil.
Conforme orientação da Ferramenta para cálculo do fator de emissão para um sistema elétrico, será
utilizada a delineação do sistema de eletricidade do projeto divulgada pela Autoridade Nacional
Designada. De acordo com a Comissão Interministerial de Mudanças Globais do Clima, em sua 43º
Reunião, no dia 29 de abril de 2008. Após análise dos resultados do Grupo de Trabalho, decidiu-se pela
adoção de um ÚNICO SISTEMA como padrão para projetos de MDL que utilizem a ferramenta de
cálculo dos fatores de emissão associada à metodologia ACM0002 para estimar suas reduções de emissão
de gases de efeito estufa. Portanto serão utilizados os fatores de emissão do Sistema Interligado Nacional
pela AND, como um sistema único.
PASSO 2: Selecionar o método da margem de operação (MO): O cálculo do fator de emissão da
margem de operação yOMgridEF ,, é baseada em um dos seguintes métodos:
(a) MO simples, ou
(b) MO ajustada, ou
(c) Análise dos dados de despacho da MO, ou
(d) MO média.
O método selecionado conforme descrito no passo 1 é o item (c) Análise dos dados de despacho da MO
que são divulgados pela Autoridade Nacional Designada. Para a análise dos dados de despacho da MO,
deverá ser utilizado o ano no qual a atividade de projeto despacha eletricidade para a rede elétrica e o
fator de emissão deverá ser atualizado anualmente durante a fase de monitoramento.
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
MDL – CONSELHO EXECUTIVO
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PASSO 3: Calcular o fator de emissão da margem de operação (MO) de acordo com o método
selecionado: O método de análise dos dados de despacho para cálculo do fator de emissão da MO
(EFgrid,OM-DD,y) é baseado nas usinas que estão atualmente margem durante cada hora h onde o projeto está
despachando eletricidade. Essa abordagem não é aplicável para dados históricos e, assim, é necessário o
monitoramento anual do EFgrid,OM-DD,y.
O fator de emissão da MO é calculado da seguinte forma:
yPJ
h
hDDELhPJ
yDDOMgridEG
EFEG
EF,
,,,
,,
* (3)
Onde:
yDDOMgridEF ,, = Fator de emissão de CO2 da margem de operação da análise dos dados de
despacho no ano y (tCO2/MWh médios)
hPJEG , = Eletricidade despachada pela atividade de projeto na hora h do ano y (MWh
médios)
hDDELEF ,, = Fator de emissão de CO2 para as usinas que estão no topo da ordem de
despacho na hora h no ano y (tCO2/MWh médios)
yPJEG , = Total de eletricidade despachada pela atividade de projeto no ano y (MWh
médios)
h = horas no ano y em que a atividade de projeto está despachando eletricidade
para a rede
y = ano em que a atividade de projeto está despachando eletricidade para a rede
Conforme orientação da Autoridade Nacional Designada, os valores do fator de emissão de CO2 para as
usinas que estão no topo da ordem de despacho na hora h no ano y são fornecidos através de publicação
no site da Comissão Interministerial de Mudanças Globais do Clima e serão utilizados neste projeto.
Serão utilizados os dados mais recentes disponíveis na data de desenvolvimento do Documento de
Concepção de Projeto. Esses valores serão atualizados anualmente durante o monitoramento.
Os cálculos estão demonstrados no ANEXO 3 desse documento.
PASSO 4: Identificar o conjunto de usinas que serão incluídas na margem de construção (MB): O
grupo de amostras de usinas m usadas para calcular a margem de operação consiste em um dos itens
abaixo:
(a) O grupo de 5 (cinco) usinas similares que foram construídas mais recentemente, ou
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
MDL – CONSELHO EXECUTIVO
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(b) O grupo de usinas similares que aumentaram a capacidade no sistema elétrico que compreendem
20% da geração do sistema (em MWh médios) e que foram construídas mais recentemente.
Participantes do projeto deverão usar o grupo de unidades similares de geração que compreendem a maior
geração anual. De maneira geral, usinas são consideradas como tendo sido construídas no momento em
que começaram a fornecer eletricidade para a rede.
Esse passo foi desenvolvido pela Autoridade Nacional Designada em conjunto com o Operador Nacional
do Sistema (ONS).
PASSO 5: Calcular o fator de emissão da margem de construção (MB): O fator de emissão da
margem de construção é o fator de emissão (tCO2/MWh médios) médio ponderado de todas as unidades
de geração m durante o ano mais recente y para o qual os dados de geração das usinas estão disponíveis,
calculados como se segue:
m
ym
m
ymELym
yBMgridEG
EFEG
EF,
,,,
,,
*
(4)
Onde:
yBMgridEF ,, = Fator de emissão de CO2 da margem de construção no ano y (tCO2/MWh
médios)
ymEG , = Quantidade líquida de geração de eletricidade e que é despachada para a rede
pelas usinas de geração m no ano y (MWh médios)
ymELEF ,, = Fator de emissão de CO2 das unidades de geração m no ano y (tCO2/MWh
médios)
m = Unidades de geração incluídas na margem de construção
y = O ano histórico mais recente no qual os dados de geração das usinas estão
disponíveis
Conforme orientação da Autoridade Nacional Designada, o fator de emissão de CO2 para cada unidade de
geração m ( yBMgridEF ,, ) deverá ser determinada através dos dados publicados no site da Comissão
Interministerial de Mudanças Globais do Clima e será utilizado neste projeto. Serão utilizados os dados
mais recentes disponíveis na data de desenvolvimento do Documento de Concepção de Projeto. Esses
valores serão atualizados anualmente durante o monitoramento.
Os cálculos estão demonstrados no ANEXO 3 desse documento.
PASSO 6: Calcular o fator de emissão da margem combinada (MC): O fator de emissão da margem
combinada é calculado como se segue:
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
MDL – CONSELHO EXECUTIVO
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BMyBMgridOMyOMgridyCMgrid wEFwEFEF ** ,,,,,, (5)
Onde:
yBMgridEF ,, = Fator de emissão de CO2 da margem de construção no ano y (tCO2/MWh
médios)
yOMgridEF ,, = Fator de emissão de CO2 da margem de operação no ano y (tCO2/MWh
médios)
OMw = Peso do fator de emissão da margem de operação (%)
BMw = Peso do fator de emissão da margem de construção (%)
Os valores padrão que deverão ser utilizados por OMw e BMw são:
Para a atividade de projeto que envolve pequenas centrais hidrelétricas são wOM = 0,5 e wBM =
0,5.
Os cálculos estão demonstrados no ANEXO 3 desse documento.
Emissão de projeto
Para a maior parte das atividades de projeto das usinas renováveis de geração, 0yPE . No entanto,
algumas atividades de projeto devem envolver emissões de projeto que sejam significantes. Essas emissões
deverão ser contabilizadas para as emissões de projeto utilizando a seguinte equação:
yHPyGPyFFy PEPEPEPE ,,, (6)
Onde:
yPE = Emissões de projeto no ano y (tCO2e/yr)
yFFPE , = Emissões de projeto derivado do consumo de combustível fóssil no ano y
(tCO2e/yr)
yGPPE , = Emissões de projeto derivado das operações de plantas de geração geotérmicas
através da liberação de gases não condensáveis no ano y (tCO2e/yr)
yHPPE , = Emissões de projeto derivadas da área de reservatório de plantas de geração
hidroelétricas no ano y (tCO2e/yr)
Como a atividade de projeto proposta é a implantação de uma nova pequena central hidrelétrica as
variáveis yFFPE , e yGPPE , não serão consideradas e seus valores são zero.
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
MDL – CONSELHO EXECUTIVO
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O procedimento para calcular as emissões de projetos derivadas da área de reservatório de um projeto de
uma hidrelétrica é:
Para atividades de projeto de usinas hidroelétricas que resultam em um novo reservatório e
plantas de geração que resultam no aumento de um reservatório existente, os proponentes do
projeto deverão contabilizar as emissões de CH4 e CO2 derivadas da área de reservatório,
estimadas conforme se segue:
(a) Se a densidade energética da atividade do projeto (PD) for maior que 4 W/m2 e menor ou igual a
10 W/m2:
1000
*Re
,
ys
yHP
TEGEFPE (7)
Onde:
yHPPE , = Emissões de projeto da área de reservatório (tCO2e/yr)
sEFRe = Fator de emissão padrão para emissões oriundas de reservatórios de usinas
hidroelétricas no ano y (kgCO2e/MWh médios)
yTEG = Eletricidade total produzida pela atividade de projeto, incluindo a eletricidade
fornecida para a rede e a eletricidade fornecida para consumo interno, no ano y (MWh médios)
(b) Se a densidade energética (PD) da atividade de projeto for maior que 10 W/m2:
0, yHPPE (8)
A densidade energética (PD) da atividade de projeto é calculada da seguinte forma:
BLPJ
BLPJ
AA
CapCapPD
(9)
Onde:
PD = Densidade energética da atividade de projeto (W/m2)
PJCap = Capacidade instalada da planta de geração hidroelétrica depois da
implementação da atividade de projeto (W)
BLCap = Capacidade instalada da planta de geração hidroelétrica antes da
implementação da atividade de projeto. Para novos projetos de hidroelétricas, esse valor é zero
PJA = Área de reservatório medida na superfície da água, depois da implementação
da atividade de projeto, quando o reservatório está cheio (m2)
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
MDL – CONSELHO EXECUTIVO
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BLA = Área de reservatório medida na superfície da água, antes da implementação da
atividade de projeto, quando o reservatório está cheio (m2). Para novos reservatórios, esse valor é zero
Portanto, utilizando a expressão (9) e os dados expressos na tabela 3 da seção A.4.3, temos que:
275,16
0955,0
016
m
WMWMW
AA
CapCapPD
BLPJ
BLPJ
Conforme o item (b) acima descrito, atividades de projetos que tenham densidade energética maior que
10 W/m2 podem desconsiderar as emissões de projeto. Portanto .0, yHPPE
Vazamentos
Nenhuma emissão proveniente de vazamento é considerada. A principal emissão potencialmente em
vazamentos no contexto dos projetos do setor elétrico são emissões que derivam de atividades como
construção da planta de geração e emissões provenientes do uso de combustíveis fósseis (ex: extração,
processamento, transporte). Essas fontes de emissões são negligenciadas.
Reduções de emissão
As reduções de emissão são calculadas conforme se segue:
yyy PEBEER (10)
Onde:
yER = Reduções de emissão no ano y (tCO2e/yr)
yBE = Emissões de linha de base no ano y (tCO2e/yr)
yPE = Emissões de projeto no ano y (tCO2e/yr)
Conforme descrito anteriormente as emissões de projeto são zero, portanto o cálculo das reduções de
emissão para essa atividade de projeto é:
yy BEER (11)
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
MDL – CONSELHO EXECUTIVO
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B.6.2. Dados e parâmetros que estão disponíveis na validação:
Dado / Parâmetro: yfacilityEG ,
Unidade do dado: MWh médios/yr
Descrição: Quantidade de eletricidade líquida gerada fornecida pelo projeto para a rede no
ano y
Fonte do dado usado: O valor utilizado para o cálculo dos MWh médios/yr é proveniente do Projeto
Básico Consolidado elaborado pela MEK ENGENHARIA.
Valor aplicado: 79.160,75
Justificativa da escolha
do dado ou descrição
dos métodos de
medição e
procedimentos
aplicados:
Conforme a Ferramenta para cálculo do fator de emissão do sistema elétrico –
versão 01.1, foi utilizada a abordagem aplicada para implantação de uma nova
pequena central hidrelétrica. A fim de estimar yfacilityEG , de uma maneira
conservadora, foi considerada uma parada da usina de 12 dias para trabalhos de
manutenção e automação. Portanto as horas previstas de operação da usina
durante o ano é de 8.470,92 horas.
Comentário: O Projeto Básico Consolidado elaborado pela MEK ENGENHARIA será
disponibilizado para a Entidade Operacional Designada no período de
validação.
Dado / Parâmetro: yBMgridEF ,,
Unidade do dado: tCO2/MWh médios
Descrição: Fator de emissão de CO2 da margem de construção no ano y
Fonte do dado usado: Os dados utilizados para o cálculo do fator de emissão da margem de
construção foram publicados pela Autoridade Nacional Designada.
Valor aplicado: Veja Anexo 3.
Justificativa da escolha
do dado ou descrição
dos métodos de
medição e
procedimentos
aplicados:
Conforme orientação da Ferramenta para cálculo do fator de emissão do
sistema elétrico, o fator de emissão de CO2 para cada unidade de geração m (
yBMgridEF ,, ) deverá ser determinada através da publicação no site da Comissão
Interministerial de Mudanças Globais do Clima e será utilizado neste projeto.
Serão utilizados os dados mais recentes disponíveis na data de desenvolvimento
do Documento de Concepção de Projeto.
Comentário: O fator de emissão da margem de construção será atualizado anualmente. Esse
dado será arquivado em formato eletrônico.
Dado / Parâmetro: yOMgridEF ,,
Unidade do dado: tCO2/MWh médios
Descrição: Fator de emissão de CO2 da margem de operação no ano y
Fonte do dado usado: Os dados utilizados para o cálculo do fator de emissão da margem de operação
foram publicados pela Autoridade Nacional Designada.
Valor aplicado: Veja Anexo 3.
Justificativa da escolha
do dado ou descrição
dos métodos de
medição e
procedimentos
aplicados:
Conforme orientação da Ferramenta para cálculo do fator de emissão do
sistema elétrico, os valores do fator de emissão de CO2 para as usinas que estão
no topo da ordem de despacho na hora h no ano y são fornecidos através de
publicação no site da Comissão Interministerial de Mudanças Globais do Clima
e será utilizado neste projeto. Serão utilizados os dados mais recentes
disponíveis na data de desenvolvimento do Documento de Concepção de
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
MDL – CONSELHO EXECUTIVO
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Projeto.
Comentário: O fator de emissão da margem de operação será atualizado anualmente. Esse
dado será arquivado em formato eletrônico.
Dado / Parâmetro: yCMgridEF ,,
Unidade do dado: tCO2/MWh médios
Descrição: Fator de emissão de CO2 da margem de combinada no ano y
Fonte do dado usado: Os dados utilizados para o cálculo do fator de emissão da margem combinada
foram publicados pela Autoridade Nacional Designada.
Valor aplicado: Veja Anexo 3.
Justificativa da escolha
do dado ou descrição
dos métodos de
medição e
procedimentos
aplicados:
Utilizando a Ferramenta para cálculo do fator de emissão para um sistema
elétrico – versão 01.1 tem que o fator de emissão de CO2 da margem combinada
é uma combinação do fator de emissão de CO2 da margem de operação (MO) e
do fator de emissão de CO2 da margem de construção (BM). O cálculo do fator
de emissão da margem combinada foi feito de acordo com equação (5) descrita
na seção B.6.1.
Comentário: O fator de emissão da margem combinada será atualizado anualmente. Esse
dado será arquivado em formato eletrônico.
B.6.3. Cálculo ex-antes das reduções de emissão:
>> Conforme exposto na seção B.6.1 o cálculo das reduções de emissão são feitos de acordo com a
expressão abaixo:
yyy PEBEER
(12)
Como a atividade de projeto proposta trata-se da implementação de uma nova pequena central hidrelétrica
de 16 MW, onde teremos uma área de reservatório de 0,955 km2, temos que a densidade energética do
projeto é de 16,75 W/m2. Portanto, segundo a ferramenta metodológica utilizada, as fugas e vazamentos
para esse tipo de atividade são desprezíveis, portanto temos que PEy=0.
O cálculo da linha de base do projeto, em tCO2e/ano, conforme descrito na seção B.6.1 é feito de acordo
com a expressão abaixo:
yCMgridyPJy EFEGBE ,,, *
(13)
Onde EGPJ,y é calculado de acordo com a expressão abaixo:
yfacilityyPJ EGEG ,,
(14)
Conforme explicado no ANEXO 3, a potência total a ser gerada é de 16 MW, sendo estimada a energia
assegurada em 9,345 MWh médios, com a implementação da uma nova pequena central hidrelétrica e a
estimativa de operação comercial durante o ano é de 8.470,92 horas. Portanto, segue abaixo o cálculo:
ano
MWhanohoraEG yfacility 75,160.97/92,470.8*345,9,
Portanto, temos que:
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
MDL – CONSELHO EXECUTIVO
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ano
MWhEGEGEG historicalhistoricalyfacilityyPJ 75,160.79075,160.79)(,,
Para o cálculo do fator de emissão de CO2 da margem combinada (tCO2e/MWh médios) foi utilizado a
ferramenta metodológica para cálculo do fator de emissão de um sistema elétrico, conforme a expressão
abaixo:
BMyBMgridOMyOMgridyCMgrid wEFwEFEF ** ,,,,,,
(15)
Conforme explicado no ANEXO 3, temos que:
MWhetCOEF yOMgrid /4766,0 2,,
MWhetCOEF yBMgrid /1458,0 2,,
5,0OMw
5,0BMw
Portanto, temos que:
MWhetCOEF yCMgrid /3112,05,0*1458,05,0*4766,0 2,,
De acordo com o exposto acima, temos que as reduções de emissão da atividade de projeto são:
anoetCOanoetCOMWhetCOanoMWhPEBEER yyy /83,634.24/0)/3112,0*/75,160.79( 222
OBS: No entanto devido a diferença de horas por mês e da diferença dos fatores de emissão de CO2
da margem combinada nos meses que compõem o ano, divulgados pela AND, temos uma redução
de emissão de 24.475,54 tCO2e/ano. Nesta atividade de projeto será utilizado o cenário mais
conservador e, portanto será utilizado o valor de 24.475,54 tCO2e/ano.
O cenário mais conservador para a atividade de projeto proposta é a paralisação da PCH para
manutenção e operação no mês de Janeiro, onde o fator de emissão de CO2 de Janeiro é maior do
que os fatores de emissão dos meses subseqüentes.
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
MDL – CONSELHO EXECUTIVO
36
B.6.4 Sumário das estimativas ex-antes de reduções de emissão:
Ano
Estimativa
anual de
reduções de
emissões devido
às atividades de
projeto em
toneladas de
CO2e
Estimativa
anual de
emissões de
linha de base
em toneladas
de CO2e
Estimativa
anual de
emissões
devido a
fugas e
vazamentos
em tCO2e
Estimativa
anual de
reduções de
emissões em
toneladas de
CO2e
(01 de agosto-dezembro) 2011 0 8.158,51 0 8.158,51 2012 0 24.475,54 0 24.475,54
2013 0 24.475,54 0 24.475,54
2014 0 24.475,54 0 24.475,54
2015 0 24.475,54 0 24.475,54
2016 0 24.475,54 0 24.475,54
2017 0 24.475,54 0 24.475,54
2018 0 24.475,54 0 24.475,54
2019 0 24.475,54 0 24.475,54
2020 0 24.475,54 0 24.475,54
(janeiro – 31 de julho) 2021 0 16.317,03 0 16.317,03 Total de reduções de emissões
estimadas (toneladas de CO2e)
0
244.755,40 0 244.755,40
Tabela 22 – Sumário das estimativas ex-antes de reduções de emissão para um período de atividade de 10 anos.
B.7. Aplicação da metodologia de monitoramento e descrição do plano de monitoramento:
B.7.1 Dados e parâmetros monitorados
Dado / Parâmetro: yfacilityEG ,
Unidade do dado: MWh médios/yr
Descrição: Quantidade de eletricidade líquida gerada fornecida pelo projeto para a rede no
ano y
Fonte do dado a ser
utilizado:
CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos
Valor dos dados
aplicados para o
objetivo de calcular as
reduções de emissão
esperadas na seção B.5
79.160,75
Descrição dos métodos
de medição e
procedimentos que
serão aplicados:
A medição da eletricidade entregue à rede elétrica será monitorada pelo projeto
de maneira continua e os dados de geração semanal serão armazenados
eletronicamente.
QA/QC procedimentos
que serão aplicados:
O nível de incerteza dos dados é baixo e os equipamentos serão regularmente
calibrados.
Comentários: Esses dados serão utilizados para o cálculo das reduções de emissões da atividade
de projeto e seus dados serão armazenados e ficarão arquivados até 2(dois) anos
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
MDL – CONSELHO EXECUTIVO
37
depois do término do período de atividade de projeto.
Dado / Parâmetro: PJA
Unidade do dado: m2
Descrição: Área do reservatório medido na superfície da água, depois da implementação da
atividade de projeto, quando o reservatório estiver cheio.
Fonte do dado a ser
utilizado:
Imagens de satélite.
Valor dos dados
aplicados para o
objetivo de calcular as
reduções de emissão
esperadas na seção B.5
A área de reservatório da atividade de projeto é de 0,955 km2. Esse dado será
disponibilizado para a Entidade Operacional Designada no monitoramento do
projeto.
Descrição dos métodos
de medição e
procedimentos que
serão aplicados:
Medição a partir de imagens de satélite. Essa medição será feita com objetivo de
assegurar a área do reservatório não ultrapassará 0,955 km2.
QA/QC procedimentos
que serão aplicados:
O nível do reservatório será monitorado mensalmente, a partir da operação
comercial da atividade de projeto.
Comentários: Os dados coletados ficarão disponíveis até 2(dois) anos depois do término do
período de atividade de projeto.
Dado / Parâmetro: yCMgridEF ,,
Unidade do dado: tCO2/MWh médios
Descrição: Fator de emissão de CO2 da margem combinada para geração de eletricidade
conectada na rede elétrica no ano y calculado de acordo com a Ferramenta para o
cálculo do fator de emissão do sistema elétrico – versão 01.1.
Fonte do dado a ser
utilizado:
Autoridade Nacional Designada
Valor dos dados
aplicados para o
objetivo de calcular as
reduções de emissão
esperadas na seção B.5
Será atualizado anualmente de acordo com os seguintes parâmetros que são
publicados anualmente:
Fator de emissão de CO2 da margem de operação no ano y;
Fator de emissão de CO2 da margem de construção no ano y.
Descrição dos métodos
de medição e
procedimentos que
serão aplicados:
Os dados dos fatores de emissão da margem de construção e da margem de
operação serão atualizados anualmente de acordo com os dados publicados pela
Autoridade Nacional Designada e serão utilizados para o cálculo do fator de
emissão da margem combinada, conforme expresso na seção B.6.1.
QA/QC procedimentos
que serão aplicados:
Os procedimentos que serão aplicados serão de acordo com a Ferramenta para
cálculo do fator de emissão do sistema elétrico – versão 01.1
Comentários: Os dados coletados anualmente serão armazenados em formato eletrônico e
ficarão disponíveis até 2(dois) anos depois do término do período de atividade de
projeto.
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
MDL – CONSELHO EXECUTIVO
38
B.7.2. Descrição do plano de monitoramento:
>> Conforme a metodologia de monitoramento ACM0002 – versão 10 e a Ferramenta para o cálculo do
fator de emissão do sistema elétrico – versão 01.1, temos que os parâmetros que serão monitorados são:
1) Eletricidade líquida gerada pelo início da atividade de projeto ( yfacilityEG , ).
2) Área de reservatório: Avaliação inicial de que não houve aumento da superfície da água no
momento do início da atividade de projeto, com objetivo de certificar que não existe emissão
proveniente da área de reservatório.
3) Fator de emissão de CO2 da margem de operação: Conforme orientação da ferramenta
metodológica citada acima, esse fator será fornecido pela Autoridade Nacional Designada através
de publicação em seu site e será utilizado na fase de monitoramento para atualizar o fator de
emissão de CO2 da margem combinada. Esse fator será atualizado anualmente e seus valores
serão armazenados eletronicamente.
4) Fator de emissão de CO2 da margem de construção: Conforme orientação da ferramenta
metodológica citada acima, esse fator será fornecido pela Autoridade Nacional Designada através
de publicação em seu site e será utilizado na fase de monitoramento para atualizar o fator de
emissão de CO2 da margem combinada. Esse fator será atualizado anualmente e seus valores
serão armazenados eletronicamente.
5) Fator de emissão de CO2 da margem combinada: Conforme orientação da ferramenta
metodológica citada acima, esse fator será atualizado anualmente através da combinação do fator
de emissão de CO2 da margem de construção e do fator de emissão de CO2 da margem de
operação publicados pela Autoridade Nacional Designada.
Os cálculos das reduções de emissões conforme orientação da ferramenta metodológica será anualmente
atualizado de acordo com os parâmetros acima e serão disponibilizados para a Entidade Operacional
Designada no momento da verificação do monitoramento.
A geração de eletricidade da atividade de projeto será monitorada pela equipe responsável pela PCH
Marco Baldo da CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos. Sendo que o sistema de controle e
supervisão está de acordo com as normas estabelecidas pela ONS16
e aprovadas pela ANEEL, bem como
dentro da política de boas práticas estabelecida pela Concessionária de Energia Local, no caso a RGE
(Rio Grande Energia S.A). Os sistemas de supervisão e controle serão calibrados periodicamente para
assegurar o correto funcionamento dos equipamentos de medição.
Veja maiores detalhes no Anexo 4.
16 http://www.ons.org.br/procedimentos/index.aspx.
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
MDL – CONSELHO EXECUTIVO
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B.8. Data de conclusão da aplicação do estudo de linha de base e da metodologia de
monitoramento e o nome da (s) pessoa (s) / entidade (s) responsável (eis):
>> A data de conclusão da versão final desta seção de linha de base (DD/MM/AAAA): 19/10/2009
Nome da pessoa/entidade que determina a linha de base:
Empresa: BioGerar Cogeração de Energia Ltda.
Endereço: Rua Batista do Carmo, 61.
CEP: 01535-020
Cidade/Estado: São Paulo-SP.
País: Brasil.
Contato: Luis Proença
Telefone: +55 11 5073-1034
FAX: +55 11 5073-1034
Celular: +55 11 8369-7238
E-mail: [email protected]
SEÇÃO C. Duração da atividade de projeto / período de obtenção de créditos
C.1. Duração da atividade de projeto:
C.1.1. Data de início da atividade de projeto:
>> 14/04/2009
C.1.2. Expectativa da vida útil operacional da atividade de projeto:
>> 30 anos.
C.2. Escolha do período de créditos e informações relacionadas:
C.2.1. Período de obtenção de créditos renováveis:
C.2.1.1. Data de início do primeiro período de obtenção de créditos:
>> Não aplicável
C.2.1.2. Duração do primeiro período de obtenção de créditos:
>> Não aplicável
C.2.2. Período de obtenção de créditos fixo:
C.2.2.1. Data de início:
>> A data de início de obtenção de créditos terá início em 01/08/2011 ou a partir da data de registro da
atividade de projeto de MDL na Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima. Sendo
que o registro na CQNUMC tem prioridade como data de inicio.
C.2.2.2. Duração:
>> 10 anos.
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
MDL – CONSELHO EXECUTIVO
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SEÇÃO D. Impactos ambientais
D.1.Documentação de análise dos impactos ambientais, incluindo os impactos transfronteiriços:
>> Conforme Resolução do CONAMA no. 237, de 19 de dezembro de 1997, artigo 2º - a localização,
construção, instalação, ampliação, modificação e operação de empreendimentos e atividades utilizadoras
de recursos ambientais consideradas efetiva ou potencialmente poluidoras, bem como os
empreendimentos capazes sob qualquer forma, de causar degradação ambiental, dependerão de prévio
licenciamento do órgão ambiental competente, sem prejuízo de outras licenças legalmente exigíveis.
As licenças requeridas para esta atividade são:
Licença Prévia (LP) – concedida na fase preliminar do planejamento do empreendimento ou
atividade aprovando sua localização e concepção, atestando a viabilidade ambiental e
estabelecendo os requisitos básicos e condicionantes a serem atendidos nas próximas fases de sua
implementação. A Licença Ambiental Prévia (LAP) emitida pela FEPAM é LP No. 884/2003-
DL.
Nessa fase são analisados o Estudo de Impacto Ambiental (EIA) e o Relatório de Impacto do
Meio Ambiente (RIMA) ou, conforme o caso, o Relatório de Controle Ambiental (RCA).
Licença de Instalação (LI) – autoriza a instalação do empreendimento ou atividade de acordo
com as especificações constantes dos planos, programas e projetos aprovados, incluindo as
medidas de controle ambiental e demais condicionantes, da qual constituem motivo determinante.
A Licença de Instalação emitida pela FEPAM no dia 07/outubro/2009 é LI No. 1120/2009-DL.
Licença de Operação (LO) – autoriza a operação da atividade ou empreendimento, após a
verificação do efetivo cumprimento do que consta das licenças anteriores, com as medidas de
controle ambiental e condicionantes determinados para a operação. Essa licença ainda não foi
emitida.
Não se esperam impactos transfronteiriços por parte desta atividade de projeto.
D.2. Se os impactos ambientais são considerados significantes pelos participantes do projeto ou
pela Parte Anfitriã, por favor forneça conclusões e todas as referências para suporte da
documentação dos impactos ambientais que estão de acordo com os procedimentos requeridos pela
Parte Anfitriã:
>> A atividade de projeto proposta não gera impactos ambientais significantes e estão de acordo com os
procedimentos requeridos pela Parte Anfitriã.
SEÇÃO E. Comentário das Partes Interessadas
E.1. Breve descrição de como os comentários feitos pelos atores locais foram solicitados e
compilados:
>> De acordo com o Anexo 7 da Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima , resolução de
no 7, de 05 de março de 2008, com vistas a obter a aprovação das atividades de projeto no âmbito do
Mecanismo de Desenvolvimento Limpo, os proponentes do projeto deverão convidar, 15 dias antes do
início do processo de validação, os atores envolvidos, interessados e/ou afetados pelas atividades de
projeto no âmbito do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo, de forma a garantir que eventuais
comentários sejam incorporado na documentação a ser submetida a esta Comissão com vistas a obter a
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
MDL – CONSELHO EXECUTIVO
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aprovação das atividades de projeto pela Autoridade Nacional Designada. Deverá ser enviada à Secretaria
Executiva da Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima, em meio eletrônico e impresso,
bem como seus respectivos avisos de recebimento, aos atores envolvidos, interessados e/ou afetados pelas
atividades de projeto no âmbito do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo.
As partes interessadas afetada e/ou interessadas nesta atividade de projeto são:
I – Prefeituras e câmara dos vereadores de cada município envolvido:
Prefeitura Municipal de Braga:
Prefeito: Luis Carlos Balestrin
Endereço: Avenida Mal. Floriano Peixoto, 602 – CEP. 98560-000 – Braga/RS.
Câmara municipal de vereadores de Braga:
Presidente: Ivone Amaral da Silva
E-mail: [email protected]
Endereço: Rua Conde, 968 – Centro – CEP. 98560-000 – Braga/RS.
Prefeitura Municipal de Campo Novo: Prefeito: Edison Baraldi Machado
E-mail: [email protected]
Endereço: Avenida Bento Gonçalves, 555– CEP. 98570-000 – Campo Novo/RS.
Câmara municipal de vereadores de Campo Novo: Presidente: Marcos Roberto dos Reis
E-mail: [email protected]
Endereço: Avenida Bento Gonçalves, 1312– CEP. 98570-000 – Campo Novo/RS.
II – Órgãos ambientais, estadual e municipal (is), envolvidos;
Secretária municipal da Agricultura de Braga:
Secretário: Jair de Abreu
E-mail: [email protected]
Endereço: Avenida Mal. Floriano Peixoto, 602 – CEP. 98560-000 – Braga/RS.
Secretária municipal da Agricultura e Meio Ambiente de Campo Novo:
Secretário: Claudio Airton Solano
E-mail: [email protected]
Endereço: Avenida Bento Gonçalves, 555– CEP. 98570-000 – Campo Novo/RS.
FEPAM – Fundação Estadual de Proteção Ambiental Henrique Luiz Roessler:
Presidente: Regina Telli
Endereço: Rua Carlos Chagas, 55 – 5º andar – Centro – CEP. 90030-020 – Porto Alegre/RS.
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
MDL – CONSELHO EXECUTIVO
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III – Fórum Brasileiro de ONG’s e Movimentos Sociais para o Meio Ambiente e Desenvolvimento –
http://www.fboms.org.br;
Fórum Brasileiro de ONGs e Movimentos Sociais para o Meio Ambiente e o
Desenvolvimento:
Gerente Executiva: Esther Neuhaus
E-mail: [email protected]
Endereço: SCS – Quadra 08 – Bloco B-50 – Edifício Venâncio 2000 – Sala 105 – CEP. 70333-
900 – Brasilia - DF.
IV – Associações comunitárias cujas finalidades guardem relação direta e indireta com a atividade de
projeto;
ASCAR - Associação Sulina de Crédito e Assistência Rural:
Endereço: Avenida Mal Floriano Peixoto, 182 – CEP. 98560-000 – Braga/RS.
Associação Comercial Industrial de Campo Novo:
Presidente: Leandro Rodrigo Machado Dorneles
E-mail: [email protected]
Endereço: Avenida Getúlio Vargas, 548 – Centro – CEP. 98570-000 – Campo Novo - RS.
V – Ministério Público estadual do estado envolvido;
Ministério Público do Estado do Rio Grande do Sul:
Centro de Apoio Operacional de Defesa do Meio Ambiente
Coordenador: Dr. Júlio Alfredo de Almeida
E-mail: [email protected]
Endereço: Avenida Aureliano de Figueiredo Pinto, 80 – 10º andar – Torre Norte – Praia de Belas
– CEP. 90050-190 – Porto Alegre/RS.
VI – Ministério Público Federal.
Ministério Público Federal:
Setor: 4ª Câmara - Meio Ambiente e Patrimônio Cultural
Coordenadora: Subprocuradora geral da República Sandra Cureau
E-mail: [email protected]
Endereço: SAF Sul Quadra 4 – conjunto C – CEP. 70050-900 – Brasília/DF.
Os convites de comentários encaminhados para os atores envolvidos, interessados e/ou afetados elencados
acima deverão:
I – conter nome e tipo da atividade de projeto no âmbito do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo,
conforme consta no Documento de Concepção de Projeto – DCP;
II – informar endereço eletrônico específico de sítio internet onde poderá ser obtido cópias, em português,
da última versão disponível do documento de concepção de projeto em questão, bem como da descrição
da contribuição da atividade de projeto no âmbito do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo ao
desenvolvimento sustentável, conforme Anexo III da Resolução no 1 desta Comissão, garantindo que este
sítio permaneça acessível até, no mínimo, o término do processo de registro da atividade de projeto no
Conselho Executivo do MDL; e
III – fornecer endereço para que os atores que não possuam acesso à internet possam solicitar ao
proponente de projeto, por escrito e em tempo hábil, cópia impressa da documentação mencionada.
As partes interessadas acima foram convidadas a apresentar suas preocupações e fornecer comentários
sobre a atividade de projeto durante o período de 15 dias após o recebimento da carta-convite.
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
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Os convites foram enviados aos atores pela BioGerar na data de 11/12/2009 e os seguintes documentos
foram disponibilizados no seguinte sítio http://www.cesbe.com.br/projetomarcobaldo para a consulta do
público:
Documento de Concepção de Projeto – DCP;
Anexo III (relacionado à Resolução no 1 da CIMGC).
E.2. Sumário dos comentários recebidos:
>> Até a presente data, nenhum comentário foi recebido. Caso haja comentários durante o processo de
validação, os mesmos serão considerados.
E.3. Relatório de como foram considerados os comentários recebidos:
>> Não aplicável em razão de até a presente data, nenhum comentário foi recebido.
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Anexo 1
INFORMAÇÕES DE CONTATO DOS PARTICIPANTES DA ATIVIDADE DE PROJETO
Organização: CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos
Rua/Caixa postal: Rua João Negrão 2226
Cidade: Curitiba
Estado/Região: Paraná/região sul do Brasil
CEP: 80.230-150
País: Brasil
Telefone: +55 41 3330-4700
FAX: +55 41 3332-4755
Email: [email protected]
URL: http://www.cesbe.com.br
Representado por: Sr. Gilberto Luiz Caviglia
Título: Diretor
Saudação: Sr.
Sobrenome: Caviglia
Nome do meio: Luiz
Primeiro nome: Gilberto
Departamento: Departamento de Geração
Telefone: +55 41 3330-4700
FAX: +55 41 3332-4755
e-mail pessoal: [email protected]
Organização: BioGerar Cogeração de Energia Ltda
Rua/Caixa postal: Rua Batista do Carmo 61
Cidade: São Paulo
Estado/Região: São Paulo/região Sudeste do Brasil
CEP: 01535-020
País: Brasil
Telefone: +55 11 5073-1034
FAX: +55 11 5073-1034
Email: [email protected]
URL: http://www.biogerar.com.br
Representado por: Sr. Luis Proença
Título: Diretor
Saudação: Sr.
Sobrenome: Proença
Primeiro nome: Luis
Departamento: Energias Renováveis
Celular: +55 11 8369-7238
e-mail pessoal: [email protected]
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Anexo 2
INFORMAÇÕES RELACIONADAS A FINANCIAMENTOS PÚBLICOS
Não foi utilizado financiamento público para este projeto.
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Anexo 3
INFORMAÇÃO DE LINHA DE BASE
Os fatores de emissão de CO2 calculados de acordo com a ferramenta metodológica “Tool to calculate the
emission factor for an electricity system” aprovada pelo Conselho Executivo do MDL têm como objetivo
estimar a contribuição, em termos de redução de emissões de CO2, de um projeto de MDL que gere
eletricidade para a rede. Resumidamente, o fator de emissão do sistema interligado para fins de MDL é
uma combinação do fator de emissão da margem de operação, que reflete a intensidade das emissões de
CO2 da energia despachada na margem, com o fator de emissão da margem de construção, que reflete a
intensidade das emissões de CO2 das últimas usinas construídas. É um algoritmo amplamente utilizado
para quantificar a contribuição futura de uma usina que vai gerar energia elétrica para a rede em termos
de redução de emissões de CO2 em relação a um cenário de base. Esse fator serve para quantificar a
emissão que está sendo deslocada na margem. A sua utilidade está associada a projetos de MDL e se
aplica, exclusivamente, para estimar as reduções certificadas de emissões (RCEs) dos projetos de MDL.
Conforme delineação da Autoridade Nacional Designada, os fatores de emissão de CO2 da margem de
construção e da margem de operação publicados estão demonstrados no quadro abaixo. Foi utilizado o
ano base de 2008 para fins de cálculo do fator de emissão da margem combinada, que são os dados mais
recentes divulgados pela Comissão Interministerial de Mudanças Globais do Clima.
MARGEM DE CONSTRUÇÃO
Fator de Emissão Médio (tCO2/MWh) - ANUAL
2008 0,1458 Tabela 23 – Fator de emissão anual de CO2 da margem de construção (fonte: MCT)
MARGEM DE OPERAÇÃO
Fator de Emissão Médio (tCO2/MWh) - MENSAL
2008 MÊS
Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro
0,5727 0,6253 0,5794 0,4529 0,4579 0,5180 0,4369 0,4258 0,4102 0,4369 0,3343 0,4686 Tabela 24 – Fator de emissão mensal de CO2 da margem de operação (fonte: MCT)
O Fator de emissão de CO2 da margem de operação anual em tCO2e/MWh médios é:
MWhetCO
EF
EF
dezembro
janeirom
mOMgrid
yOMgrid /4766,012
2
,,
,,
Conforme descrito na seção B.6.1, Passo 6, segue abaixo o cálculo do fator de emissão da margem de
construção expresso em tCO2e/MWh médios, segundo a equação 5 abaixo:
BMyBMgridOMyOMgridyCMgrid wEFwEFEF ** ,,,,,, (5)
Onde:
MWhetCOEF yOMgrid /4766,0 2,,
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
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MWhetCOEF yBMgrid /1458,0 2,,
5,0OMw
5,0BMw
Utilizando os valores acima na equação 5, temos que o fator de emissão de CO2 da margem de construção
é:
MWhetCOEF yCMgrid /3112,05,0*1458,05,0*4766,0 2,,
Segue na equação (2) da seção B.6.1, expressa abaixo, o cálculo da quantidade de eletricidade líquida
( yPJEG , ) gerada pela atividade de projeto e despachada para a rede:
)(,, historicalhistoricalyfacilityyPJ EGEGEG (2)
Calculando yfacilityEG ,
De acordo com a seção A.4.3, tabela 5, temos que a atividade de projeto proposta irá produzir eletricidade
na quantidade de 9,345 MW médios e considerando uma parada de 12 dias para manutenção e
automação, temos que as horas de operação durante o ano é de 8.760 horas por ano, descontados os 12
dias de manutenção e automação, dando um total de operação durante o ano de 8.470,92 horas por ano.
As horas de operação anual da atividade de projeto proposta são de 8.470,92 horas. Portanto a
quantidade de eletricidade gerada fornecida pelo projeto para a rede no ano y é:
anoMWhEG yfacility /75,160.7992,470.8*345,9,
Utilizando os valores acima na equação 2(dois), temos que a quantidade de eletricidade líquida ( yPJEG , )
gerada pela atividade de projeto e despachada para a rede é:
)(,, historicalhistoricalyfacilityyPJ EGEGEG
Como o projeto trata-se da implementação de uma nova pequena central hidrelétrica, temos que:
0historicalEG
0historical
Portanto, substituindo os valore acima na equação 2(dois), temos que:
anoMWhEG yPJ /75,160.79)0(75,160.79,
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FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03
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De acordo com a seção 6.1, equação (1), segue os cálculos de linha de base da atividade de projeto
proposta:
yCMgridyPJy EFEGBE ,,, * (1)
Conforme calculado acima, temos que:
anoMWhEG yPJ /75,160.79,
MWhetCOEF yCMgrid /3112,0 2,,
Portanto anoetCOBE y /82,634.243112,0*75,160.79 2 .
OBS: No entanto devido a diferença de horas por mês e de fatores de emissão de CO2 da margem
combinada nos meses que compõem o ano, divulgados pela AND, temos uma redução de emissão de
24.475,54 tCO2e/ano. Nesta atividade de projeto será utilizado o cenário mais conservador e,
portanto será utilizado o valor de 24.475,54 tCO2e/ano.
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Anexo 4
INFORMAÇÕES DE MONITORAMENTO
O monitoramento da atividade de projeto proposta se dará por um subsistema de supervisão que permite a
monitoração dos sinais analógicos e digitais vitais da PCH, com leitura remota via interface de rede
Ethernet, operação dos equipamentos envolvidos (disjuntores, seccionadoras, motores, bombas, turbinas,
geradores e etc.), registros e relatórios gerenciais no computador de comando e supervisão do subsistema.
Prevêem-se as seguintes telas geradas no sistema de supervisão:
a) Diagrama esquemático do fluxo hidráulico por unidade geradora;
b) Diagrama do fluxo dos sistemas auxiliares mecânicos por unidade geradora;
c) Diagrama unifilar do circuito elétrico da planta;
d) Diagrama unifilar de serviços auxiliares em corrente contínua e alternada;
e) Supervisão da instrumentação da turbina, do gerador, dos níveis de montante e jusante, das
bombas de drenagem, de esgotamento e de água de serviço;
f) Supervisão dos equipamentos do sistema digital (Controladores Lógico Programáveis, remotas e
LAN);
g) Função de alarme visual e sonoro;
h) Elaboração, apresentação e arquivo de relatórios gerenciais (níveis de montante e jusante, energia
elétrica gerada, interrupções programadas e forçadas, entre outras).
Os relatórios gerenciais com as informações descritas na seção B.7.2, serão arquivadas eletronicamente e
farão parte deste programa de monitoramento, sendo que os relatórios serão apresentados para a Entidade
Operacional Designada no momento da verificação do monitoramento do projeto.
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Anexo 5
BIBLIOGRAFIA
1) http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=15&idPerfil=2 – Banco de Informação de Geração da
ANEEL.
2) Institucional da CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos.
3) http://www.fepam.rs.gov.br/ – Fundação Estadual de Proteção Ambiental Henrique Luiz Roessler
(FEPAM).
4) Atlas de Energia Elétrica do Brasil – 3º edição – ANEEL.
5) http://www.ons.org.br/home/ - Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
6) http://www.eletrobras.com/elb/main.asp - Eletrobrás.
7) http://www.ccee.org.br/cceeinterdsm/v/index.jsp?vgnextoid=2e09a5c1de88a010VgnVCM100000
aa01a8c0RCRD – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
8) Cálculo Financeiro das Tesourarias – 2º edição (atualizada, revisada e ampliada) – Livro Texto
para MBA – Finanças – Coordenação: José Roberto Securato.
9) http://www.bcb.gov.br/ - Banco Central do Brasil.
10) Projeto Básico Consolidado – MEK Engenharia e Consultoria Ltda.
11) Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica – (2006 – 2015) – Ministério de Minas e Energia
(MME).
12) ACM002 – versão 10 – Metodologia consolidada e aprovada de linha de base e monitoramento
para geração de eletricidade conectada a rede a partir de fontes renováveis (fonte: Convenção
Quadro das Nações Unidas sobre Mudanças do Clima).
13) Ferramentas metodológicas descritas na seção B.1. – fonte: Convenção Quadro das Nações
Unidas sobre Mudanças do Clima.