Versão 03 - MundusCarbo
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Versão 03 - MundusCarbo
PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board MECANISMO DE DESENVOLVIMENTO LIMPO FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL-DCP) Versão 03 – com efeito a partir de: 28 de julho de 2006 CONTEÚDO A. Descrição geral da atividade de projeto B. Aplicação da metodologia de linha de base e de monitoramento C. Duração da atividade de projeto / período de crédito D. Impactos ambientais E. Comentários das Partes Interessadas Anexos Anexo 1: Informações de contato dos participantes da atividade de projeto Anexo 2: Informações sobre financiamento público Anexo 3: Informações de linha de base Anexo 4: Plano de monitoramento 1 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board SECÃO A. A.1. Descrição geral da atividade de projeto Título da atividade de projeto: Geração de eletricidade a partir de fontes renováveis conectada à rede elétrica: Complexo Eólico de Santana do Livramento. Data: 6 janeiro 2012 A.2. Descrição da atividade de projeto: A atividade de projeto proposta consiste na implementação e na operação do Complexo Eólico Santana do Livramento, constituído por cinco novas plantas de geração de energia eólica, Cerro Chato IV, Cerro Chato V, Cerro Chato VI, Cerro dos Trindade and Ibirapuitã I (Tabela 1), localizadas em Santana do Livramento , no Estado do Rio Grande do Sul, Brasil. A atividade de projeto irá empregar 39 aerogeradores de eixo horizontal, modelo, cada um com 2.0 MW (capacidade nominal total: 78 MW). A implementação física da atividade de projeto ainda não foi iniciada (Previsão de início da implementação janeiro de 2012)1. Tabela 1: Planta constituinte do Complexo Eólico de Santana de Livramento. Fator de Número de aerogeradores Capacidade Potência líquida Planta capacidade (model IMPSA IWP-100) instalada (MW) (MW) líquido Cerro Chato IV 5 10 47.4% 4.7 Cerro Chato V 6 12 47.6% 5.7 Cerro Chato VI 12 24 45.4% 10.9 Cerro dos Trindade 4 8 49.4% 4.0 Ibitapuitã I 12 24 46.7% 11.2 2 TOTAL 39 78 46.8% 36.5 1 Cronograma de Implementação do Complexo Eólico de Santana de Livramento (referencia: SantanaLivramento_StatusPhysicalImplementation_v01_20111208) 2 Note-se que 36,5 MW da capacidade líquida do Complexo usado para estimativa ex-ante de reduções de emissões alcançadas pela atividade do projeto proposto na seção B.6 deste DCP e apresentados na Tabela 1, diferem com o utilizado na análise de investimentos apresentado na seção B.5 deste DCP (42,0 MW). Existem dois relatórios disponíveis no que dizem respeito aos fatores de carga das plantas (relatórios de vento). 1. O relatório mais antigo refere-se a análise de configurações em megajoule das plantas com aerogeradores IMPSA, entre outros, que foram disponibilizados pelos empresários em 08/ago/2011 (referência: SantanaLivramento_MegaJoule_20110808). Esta análise foi utilizada pelos empresários para decidir, durante o 12º Leilão Brasileiro de Energia Nova, em 17/ago/2011, qual fornecedor de aerogeradores será contratado nesta atividade de projeto. Na configuração da IMPSA nesta análise de megajoule, o Complexo Eólico Santana do Livramento teria 45 aerogeradores IMPSA IWP-100, cada um com 2,0 MW, representando uma capacidade total instalada de 90 MW. A geração de energia elétrica estimada foi de 367.558 MWh /ano, correspondendo a uma capacidade líquida de 42,0 MW. Como mencionado acima, com esta configuração e geração de eletricidade os empreendedores decidiram investir no empreendimento (como pode ser confirmado no orçamento da IMPSA de 14/ago/2011; referência: IMPSABudjet_20110814), consequentemente, esta 2 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board A atividade de projeto irá exportar 319,771 MWh/ano3 de energia renovável para o Sistema Interligado Nacional (SIN). No cenário de linha de base4, a eletricidade equivalente à exportada para a rede elétrica pela atividade de projeto seria gerada pela operação de plantas de energia conectadas à rede elétrica e pela adição de novas fontes de geração, como refletido nos cálculo da margem combinada (MC). Portanto, a atividade de projeto promoverá a redução de emissões de gases de efeito estuga (GEE) através da substituição da geração de eletricidade a partir de combustíveis fósseis que ocorreria em sua ausência. análise foi utilizada na análise de investimentos (seção B.5 deste DCP). É importante destacar que no estudo de megajoule, Cerro dos Trindade é chamado Cerro Chato VII e Ibirapuitã I é chamado de Cerro Chato VIII. 2. No entanto, após a realização do 12º Leilão Brasileiro de Energia Nova, empresários revisaram a disposição dos aerogeradores no Complexo Eólico e, consequentemente, a estimativa de geração de eletricidade, e foi possível reduzir a quantidade de aerogeradores no Complexo Eólico afim de atingir a quantidade de geração de energia elétrica vendida no leilão. Devido a esta revisão da configuração das novas plantas, os empresários contrataram a empresa Inova Energia para analisar este novo cenário. Os relatórios finais foram disponibilizados em os empresários em 28/Nov/2011 (referências: CerroChato4_InovaEnergy_20111128;CerroChato5_InovaEnergy_20111128; CerroChato6_InovaEnergy_20111128;CerroTrindade_InovaEnergy_20111128; Ibirapuita1_InovaEnergy_20111128). Na análise da Inova Energia, o Complexo Eólico Santana do Livramento tem 39 aerogeradores IMPSA IWP-100, cada um com 2,0 MW, representando uma capacidade total instalada de 78 MW. A geração de eletricidade estimada é de 319.771 MWh/ano, correspondendo a uma capacidade líquida de 36,5 MW. Esta é a configuração atual, e por isso esta análise foi utilizada na estimativa exante de reduções de emissões (seção B.6 deste DCP). Portanto, a estimativa da capacidade líquida do Complexo Eólico usada na análise financeira realizada para demonstrar a adicionalidade da atividade de projeto proposto é diferente do utilizado para estimar as reduções de emissões ex-ante. No momento da decisão de investimento, a capacidade líquida concebida na análise de megajoule foi a melhor estimativa disponível para a capacidade líquida do Complexo Eólico e, portanto, foi considerado na análise de investimentos. Após o início do projeto, novos estudos de capacidade líquida foram encomendadas a uma diferente empresa de engenharia (Inova Energia), que forneceu estimativas líquidas diferentes. Os novos estudos substituíram o primeiro e como eles correspondem ao estado atual de conhecimento, foram utilizados no cálculo exante. Finalmente deve-se notar que as estimativas do megajoule rendeu maior geração de energia esperada e, portanto, é um dado conservador de entrada para a análise de investimento que os estudos da a Inova Energia apresentam menor capacidade líquida no Complexo Eólico, resultando em estimativa conservadora de redução de emissões ex-ante. Todos esses relatórios de vento foram colocados à disposição EOD durante a validação. 3 Considerando a geração de energia elétrica estimada na análise da Inova Energia. Estes estudos representam a configuração atual do Complexo Eólico Santana do Livramento. A descrição detalhada das estimativas de geração de eletricidade disponível para a atividade de projeto é apresentado na nota 2 deste DCP. 4 O cenário básico é o mesmo que o cenário existentes do início da implementação da atividade de projeto. 3 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board Os limites do projeto incluem emissões de CO2 advindas da geração de eletricidade em plantas de energia que queimam combustíveis fósseis, substituídas devido à atividade de projeto. Emissões do projeto e fugitivas não são esperadas. A atividade de projeto contribui ao desenvolvimento sustentável do país anfitrião das seguintes maneiras: • Contribuição à sustentabilidade ambiental local: A atividade de projeto produzirá energia renovável a partir de plantas eólicas de baixo impacto ambiental; • Contribuição à geração de trabalho: Novos postos de trabalho serão criados pela atividade de projeto, especialmente durante sua implementação; • Contribuição ao caminho em direção à diversificação da matriz elétrica e à segurança energética: O período em que há maior abundancia de recursos eólicos é coincidente com o período de menor disponibilidade hídrica no Brasil. Portanto, a geração eólica de eletricidade é complementar às hidroelétricas, o que contribui à segurança no fornecimento de energia renovável durante todo o ano e, por conseguinte, à diminuição da dependência de combustíveis fósseis durante a estação seca5. • Contribuição ao aprendizado e ao desenvolvimento tecnológicos: Projetos deste tipo podem estimular iniciativas similares no setor energético brasileiro e encorajar o desenvolvimento de plantas de energia renovável modernas e mais eficientes no país. A.3. Participantes do projeto: Tabela 2. Participantes do projeto. Nome da Parte Entidade (s) privada e/ou pública Gentilmente indicar se a Parte envolvida envolvida (*) participante do projeto (*) deseja ser considerada como participante ((anfitriã) indica a (quando aplicável) do projeto (Sim/Não) parte anfitriã) República Livramento Holding S.A. Federativa do Brasil WayCarbon Soluções Ambientais e (anfitriã) Projetos de Carbono Ltda. Não (*) De acordo com as modalidades e os procedimentos do MDL, no momento de tornar o MDL-DCP público no estágio de validação, uma Parte envolvida pode ou não ter fornecido sua aprovação. No momento de requerer o registro, a aprovação pela (s) Parte (s) envolvida (s) é exigida. A.4. Descrição técnica da atividade de projeto: A.4.1. Localização da atividade de projeto: A.4.1.1. Parte (s) Anfitriã (s): Parte Anfitriã: República Federativa do Brasil A.4.1.2. Região/Estado/Província etc.: 5 ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) –Atlas de Energia Elétrica no Brasil. Disponível em http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/Atlas/download.htm. Acessado em 27/Dez/2011. 4 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board Estado: Rio Grande do Sul A.4.1.3. Cidade/Comunidade etc.: Município: Santana do Livramento A.4.1.4. Detalhes da localização física, incluindo informações que permitem a identificação única desta atividade de projeto (máximo de uma página): Figura 1. Localização geográfica da atividade de projeto. No painel inferior à esquerda: localização do Estado do Rio Grande do Sul no Brasil mostrado em vermelho. No painel principal: a localização do município de Santana de Livramento no Estado do Rio Grande do Sul mostrado em vermelho. As coordenadas geográficas das unidades da atividade de projeto estão mostradas na Tabela 3. Planta Cerro Chato IV Cerro Chato V Cerro Chato VI Cerro dos Trindade Ibirapuitã I Tabela 3: Coordenadas geográficas das plantas de projeto. Tipo(Datum Latitude Longitude SIRGAS2000, 21S) UTM 6,587,609 m 618,296 m o Graus - 30 50’19”.6528 - 55o45’46”.7286 UTM 6,593,109 m 619,196 m Graus - 30 47’20”.7054 - 55o45’15”.1607 UTM 6,593,709 m 625,295 m o Graus o - 30 46’58”.9584 - 55o41’25”.9946 UTM 6,586,009 m 618,595 m Graus - 30o51’11”.5080 - 55o45’34”.8064 UTM 6,596,409 m 627,295 m Graus o - 30 45’30”.5074 - 55o40’11”.9714 Fontes: • UTM: Ficha de Dados EPE (Empresa de Pesquisa Energética) (referencias: EPEDataSheet_CerroChato4; EPEDataSheet_CerroChato5; EPEDataSheet_CerroChato6; EPEDataSheet_CerroTrindade; EPEDataSheet_Ibirapuita1); • Graus: Convenção de dados da UTM pelo programa official brasileiro ProGrid (Programa disponível em 5 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board http://www.ibge.gov.br/home/geociencias/geodesia/param_transf/default_param_transf.s htm, acessado em 05/Dec/2011; referencia de converção: ProGriD_0147_SIRGAS2000_Lat_Long_CerroChato4; ProGriD_0147_SIRGAS2000_Lat_Long_CerroChato5; ProGriD_0147_SIRGAS2000_Lat_Long_CerroChato6; ProGriD_0147_SIRGAS2000_Lat_Long_CerroTrindade; ProGriD_0147_SIRGAS2000_Lat_Long_Ibirapuita1) A.4.2. Categoria (s) da atividade de projeto: Escopo setorial: 01 - Indústria Energética (fonte renovável). A.4.3. Tecnologia a ser empregada pela atividade de projeto: Energia eólica é definida como a energia cinética contida nas massas de ar que se movimentam (vento). É usada para produção de eletricidade através da conversão da energia cinética translacional em energia cinética rotacional e então através da conversão dessa última em eletricidade, com o emprego de turbinas eólicas ou aerogeradores5. Benefícios ambientais da geração eólica de eletricidade reconhecidamente incluem: contribuição para a redução de emissões atmosféricas (incluindo gases que não são GEE) advindas de plantas termoelétricas, menor demanda por construção de novos grandes reservatórios hidroelétricos e a redução de riscos derivados da sazonalidade hidrológica, considerando a natureza complementar das gerações eólica e hídrica de eletricidade no Brasil, como mencionado acima5. Dentre os principais impactos ambientais negativos de plantas eólicas, a geração de ruídos sonoros pode ser mencionada. Esses ruídos são gerados pela movimentação das pás e varia de acordo com as especificações do equipamento. Pode-se mencionar também a possibilidade de interferência eletromagnética, o que poderia perturbar sistemas de comunicação e de transmissão de dados (rádio, televisão, etc.). Essas interferências são particularmente relacionadas ao material usado na fabricação das pás. Além disso, possíveis interferências em rotas de aves devem ser consideradas5. A atividade de projeto proposta consiste na implementação e na operação do Complexo Eólico Santana do Livramento, constituído por cinco novas plantas de geração de energia eólica, Cerro Chato IV, Cerro Chato V, Cerro Chato VI, Cerro dos Trindade and Ibirapuitã I (Tabela 1), localizadas em Santana do Livramento , no Estado do Rio Grande do Sul, Brasil. A atividade de projeto irá empregar 39 aerogeradores de eixo horizontal, modelo, cada um com 2.0 MW (capacidade nominal total: 78 MW). A implementação física da atividade de projeto ainda não foi iniciada (Previsão de início da implementação janeiro de 2012)1. A atividade de projeto irá exportar 319,771 MWh/ano6 de energia renovável para o Sistema Interligado Nacional (SIN). No cenário de linha de base7, a eletricidade equivalente à exportada 6 Considerando a geração de energia elétrica estimada na análise da Inova Energia. Estes estudos representam a configuração atual do Complexo Eólico Santana do Livramento. A descrição detalhada das estimativas de geração de eletricidade disponível para a atividade de projeto é apresentado na nota 2 deste DCP. 6 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board para a rede elétrica pela atividade de projeto seria gerada pela operação de plantas de energia conectadas à rede elétrica e pela adição de novas fontes de geração, como refletido nos cálculo da margem combinada (MC). Portanto, a atividade de projeto promoverá a redução de emissões de gases de efeito estuga (GEE) através da substituição da geração de eletricidade a partir de combustíveis fósseis que ocorreria em sua ausência. IMPSA é uma empresa de cem anos de idade, que fornece soluções integradas para geração de energia a partir de recursos renováveis, equipamentos para a indústria de processos e serviços ambientais. Para executar suas tarefas, a IMPSA foi organizada em unidades de negócio: IMPSA Hydro, IMPSA Wind e IMPSA Energy, todos eles envolvidos no fornecimento de soluções completas para geração de energia sustentável; Processo IMPSA, um fabricante de equipamentos para a indústria de processo e IMPSA Serviços Ambientais, que é dedicado à gestão de resíduos e tratamento. A qualidade dos produtos IMPSA é garantido pelo seu Sistema de Gestão da Qualidade certificada internacionalmente (ISO 9001:2000, ISO 14001:2004) e pelos padrões internacionais de construção aplicado a seu processo de fabricação em casa e no exterior8. A Empresa IMPSA tem acompanhado a evolução da energia eólica nos últimos 30 anos através de pesquisa e desenvolvimento. Em 1998, a Companhia começou a estudar materiais compósitos e, no início de 2003, começou a desenvolver sua própria tecnologia. Dado que a IMPSA Wind é um fornecedor de soluções totais, existem três dimensões em sua organização. A primeira envolve as funções de suporte; a segunda é o produto: aerogeradores de última geração e a terceira é o fornecimento sob modalidade “chave- na-mão” de parques eólicos8. Os aerogeradores da IMPSA Wind são tipo DDPM (Direct Driven Permanent Magnet). Possuem a turbina diretamente acoplada ao gerador, evitando a caixa multiplicadora de velocidade. A IMPSA desenvolveu seu próprio conceito de conversores de frequência chamado UNIPOWER®, onde se fusionam turbina e gerador em uma única máquina, realizando simultaneamente a conversão da energia do vento em movimento, e este em eletricidade. Graças à tecnologia UNIPOWER® melhora-se a eficiência e a confiabilidade dos aerogeradores. Dado que a IMPSA Wind é um fornecedor de soluções totais, existem três dimensões em sua organização. A primeira envolve as funções de suporte; a segunda é o produto: aerogeradores de última geração e a terceira é o fornecimento sob modalidade “chavena-mão” de parques eólicos8. 7 O cenário básico é o mesmo que o cenário existentes do início da implementação da atividade de projeto. 8 Website da IMPSA. emhttp://www.impsa.com/en/products/impsawind/SitePages/IMPSA%20Wind.aspx. 28/dez/2011. 7 Disponível Acessado em PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board IMPSA IWP-100 é um aerogerador de acionamento direto, com um rotor de 100 metros de diâmetro, três pás de passo, controlados e com 2,0 MW de capacidade nominal9. Em relação à tecnologia a ser empregada na atividade de projeto, é importante ressaltar que nenhuma transferência de tecnologia e know-how são inspecionados para a presente atividade de projeto. Além disso, nesta atividade de projeto, 60% da tecnologia empregada no aerogeradores será fornecido pelo país anfitrião (Brasil), de acordo com as exigências da FINAME (Agência Especial de Financiamento Industrial) / BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento do Brasil), o credor agente do projeto. A visão geral das características técnicas do aerogerador IMPSA IWP-100 é fornecido na Tabela 4. Tabela 4: Visão geral técnica do IMPSA IWP-1009 Dados Operacionais Potência calculada 2.0 MW Velocidade de arranque do vento (cut-in) 4 m/s Velocidade de paragem do vento (cut-out) 22 m/s Velocidade nominal do vento 13 m/s Classe de vento - IEC10 61400 Rotor Diâmetro 100 m Área varrida pelas pás 7,854 m2 Velocidade de rotação 5 - 15 rpm Controle de velocidade Controle de passo Gerador Tipo Direct-drive permanent magnet (DDPM) Voltagem 750 V Frequência 60 Hz Sistema de Freio Tipo Sistemas independentes com mecanismo de controle de passo de pá É importante salientar que o empreendimento está em acordo com todas as determinações estabelecidas pelas Leis Ambientais Brasileira, Estadual e Municipais. Além disso, possíveis interferências com o ambiente serão minimizadas através da adoção de medidas de mitigação e de controle ambiental11. Os aspectos ambientais da atividade de projeto são discutidos na Avaliação de Impactos Ambientais da atividade de projeto, resumida na Seção E. 9 Descrição técnica do IMPSA IWP-100. Referência: IPMSA_IWP-100_TechnicalDescription. IEC (International Electrotechnical Commission - Comissão Eletrotécnica Internacional) é a organização líder mundial que prepara e publica padrões internacionais para todas as tecnologias elétricas, eletrônicas e afins. 10 11 Relatório Ambiental Simplificado do Complexo Eólico de Santana do Livramento (referência: CerroChato4_RAS; CerroChato5_RAS; CerroChato6_RAS; CerroTrindade_RAS; Ibirapuita1_RAS) 8 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board As informações disponibilizadas acima demonstram que a atividade de projeto emprega tecnologia ambientalmente segura e confiável. A.4.4. Quantidade estimada de redução de emissões no período de crédito escolhido: Um período de crédito renovável é selecionado para a atividade de projeto proposto. A estimativa ex-ante de reduções de emissões para o primeiro período de crédito de 7 anos é apresentada na Tabela 5. Tabela 5: Quantidade estimada de redução de emissões no período de crédito escolhido. Anos Estimativa anual de reduções de emissão em toneladas de CO2e 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Reduções totais estimadas (toneladas de CO2e) 126,022 126,022 126,022 126,022 126,022 126,022 126,022 882,154 Número total de anos de crédito Média anual estimada de reduções de emissão durante o período de crédito (toneladas de CO2e) 7 126,022 A.4.5. Financiamento público da atividade de projeto: Não há financiamento público de Partes incluídas no Anexo 1 envolvido nesta atividade de projeto. SEÇÃO B. Aplicação da metodologia de linha de base e de monitoramento B.1. Título e referência da metodologia aprovada de linha de base e de monitoramento aplicada à atividade de projeto: Metodologia consolidada aprovada de linha de base e de monitoramento ACM0002: “Metodologia consolidada de linha de base para geração de eletricidade conectada à rede elétrica através de fontes renováveis”, Versão 12.2.0. Essa metodologia também refere-se às versões mais recentemente aprovadas das seguintes ferramentas: 9 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board • “Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico”. Versão mais recentemente aprovada no momento de conclusão do DCP: 02.2.1; • “Ferramenta para demonstração e avaliação de adicionalidade”. Versão mais recentemente aprovada no momento de conclusão do DCP: 06.0.0; • “Ferramenta combinada para identificar o cenário de linha de base e demonstrar adicionalidade”. Versão mais recentemente aprovada no momento de conclusão do DCP: 03.0.1; • “Ferramenta para calcular emissões de CO2 de projeto e fugitivas a partir da queima de combustíveis fósseis”. Versão mais recentemente aprovada no momento de conclusão do DCP: 02. B.2. Justificativa da escolha da metodologia e o porquê de ser aplicável à atividade de projeto: De acordo com as condições de aplicabilidade da ACM0002 versão 12.2.0, a atividade de projeto proposto consiste na instalação de uma rede conectada de geração de energia renovável em um local onde nenhuma fonte de energia renovável foi operada antes da implementação da atividade de projeto (planta greenfield). Além disso, a atividade de projeto cumpre todas as condições de aplicabilidade da ACM0002 versão12.2.0 das seguintes maneiras: • “A atividade de projeto consiste na instalação, adição de capacidade, reforma ou substituição de uma planta/unidade de energia de um dos seguintes tipos: usina de energia hidráulica (seja a fio d’água ou com reservatório de acumulação), usina eólica, usina geotérmica, usina solar, usina de energia de ondas ou de marés”; Resultado: Condição de aplicabilidade é cumprida, considerando que a atividade do projeto é a instalação de uma “unidade/usina de energia eólica”. • “Em caso de adições de capacidade, retrofits ou substituição (exceto para projetos com adição de capacidade relacionados a energia de onda, vento, solar ou das marés que utilizam a opção 2 da página 11 para calcular o parâmetro EGPJ,y): a planta já existente entrou em operação comercial antes do início da referência histórica mínima de cinco anos, utilizada para o cálculo das emissões de linha de base e definido na seção de emissão de linha de base, e não tem sido feito a expansão da capacidade ou retrofit da planta entre o início deste período de referência mínimo histórico e a implementação do atividade do projeto”. Resultado: Desde que o projeto proposto não envolva adição de capacidade , retrofits ou substituição, esta condição de aplicabilidade não é aplicada. • Em caso de usinas hidrelétricas, uma das seguintes condições devem ser aplicadas: o A atividade do projeto é executado em um reservatório único ou múltiplo, com nenhuma mudança no volume de qualquer dos reservatórios, ou 10 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board o A atividade de projeto é implementada em um reservatório único ou múltiplo, em que o volume de qualquer um dos reservatórios é aumentada e a densidade de potência de cada reservatório, conforme definições apresentadas na seção de Emissões do Projeto, seja superior a 4 W/m2; ou o Os resultados da atividade de projeto nos novos reservatórios únicos ou múltiplos e a densidade de potência de cada reservatório, como definições dadas por na seção de Emissões do Projeto, seja superior a 4 W/m2 ". Resultado: Tendo em conta que a atividade do projeto proposto é baseado em uma fonte eólica de base, esta condição de aplicabilidade não é aplicada. • No caso de usinas hidrelétricas com múltiplos reservatórios, onde a densidade de potência de qualquer dos reservatórios é inferior a 4 W/m2 as seguintes condições devem ser aplicadas: o A densidade de potência calculada para a atividade de projeto inteiro usando a equação 5 é maior que 4 W/m2; o Múltiplos reservatórios e usinas hidrelétricas localizadas no mesmo rio onde são projetados em conjunto para funcionar como um projeto integrado que coletivamente constituem a capacidade de geração da usina combinada; o Fluxo de água entre os reservatórios múltiplos não é usado por qualquer outra unidade de energia hidrelétrica que não é uma parte da atividade de projeto; o Da capacidade total instalada de potência das unidades, que são conduzidos utilizando água dos reservatórios, com densidade de potência inferior a 4 W/m2, é menor do que 15 MW; o Da capacidade total instalada de potência das unidades, que são conduzidos usando água de reservatórios com densidade de potência inferior a 4 W/m2, é inferior a 10% da capacidade instalada total da atividade de projeto de reservatórios múltiplos. Resultado: Tendo em conta que a atividade do projeto proposto é baseado em uma fonte eólica de base, esta condição de aplicabilidade não é aplicada. • “A metodologia não é aplicável ao seguinte: o Da atividade de projeto que envolvem a mudança de combustíveis fósseis para fontes renováveis de energia no local da atividade de projeto, já que neste caso a linha de base pode ser o uso contínuo de combustíveis fósseis no local; o Usinas de biomassa; o Uma usina hidrelétrica que resulta na criação de um novo reservatório único ou no aumento de um único reservatório existente, onde a densidade de potência da usina é inferior a 4 W/m2” Resultado: Condição de aplicabilidade cumprida. A atividade de projeto não envolve troca de combustível; usinas de biomassa, e não é uma usina hidrelétrica. 11 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board • “Em caso de retrofits, substituições ou adições de capacidade, esta metodologia é aplicável apenas se o cenário mais plausível, como resultado da identificação do cenário de referência, é a “continuação da situação atual, isto é, para usar a geração de energia equipamento que já estava em uso antes da implementação da atividade de projeto e de negócios como empresa de manutenção usual””. Resultado: Condição de aplicabilidade cumprida. A atividade de projeto não envolve retrofit, substituição ou adição de capacidade. Portanto, esta metodologia é aplicável à atividade de projeto. B.3. Descrição das fontes e gases incluídos nos limites do projeto: A extensão espacial do limite do projeto inclui as plantas do projeto de alimentação (constituída por Cerro Chato IV, Cerro Chato V, Cerro Chato VI, Cerro dos Trindades e Ibirapuitã I) e todas as plantas de energia conectadas fisicamente ao sistema elétrico que a usina de projeto do MDL está conectado, ou seja, SIN. Fontes de emissão e gases incluídos nos limites do projeto são descritos na Tabela 6. Tabela 6. Fontes de emissões incluídas nos limites do projeto, pela ACM0002 (versão 12.2.0). Linha de Base Fonte Gás Incluído? Justificativa/Explicação Usinas de fornecimento de energia ao SIN (Emissões de CO2 a partir da geração de eletricidade em usinas de energia de combustíveis fósseis que são deslocadas devido à atividade do projeto) Atividade de Projeto Para usinas de energia geotérmica, as emissões fugitivas de CH4 e CO2 de gases não-condensáveis contidos no vapor geotérmico. Emissões de CO2 provenientes da queima de combustíveis fósseis para geração de eletricidade em usinas termo-solares e usinas de energia geotérmica. Para usinas hidrelétricas, emissões de CH4 do reservatório. 12 CO2 Sim Maior fonte de emissão CH4 Não Menor fonte de emissão N 2O Não Menor fonte de emissão CO2 Não Não aplicável. CH4 Não Não aplicável. N 2O Não Não aplicável. CO2 Não Não aplicável. CH4 Não Não aplicável. N 2O Não Não aplicável. CO2 Não Não aplicável. CH4 Não Não aplicável. PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board N 2O Não Não aplicável. Um diagrama de fluxo do limite do projeto, fisicamente delinear a atividade do projeto, representando fontes de emissão e gases incluídos nos limites do projeto e as variáveis de monitoramento está apresentado na Figura 2. Figura 2: O limite do projeto. Variáveis monitoradas são retratadas. Emissões de linha consistem em emissões de CO2 da queima de combustíveis fósseis para a geração de eletricidade pelas usinas conectadas ao SIN, como refletido na sua margem combinada. B.4. Descrição de como o cenário de linha de base é identificado e descrição do cenário de linha de base identificado: Conforme a ACM0002/Versão 12.2.0, como a atividade de projeto consiste na instalação de uma nova planta/unidade de energia renovável conectada à rede elétrica, o cenário de linha de base é o seguinte: “Eletricidade exportada para a rede elétrica pela atividade de projeto seria de outra forma gerada pela operação de plantas de energia conectadas à rede elétrica e pela adição de novas fontes de geração, como refletido pelos cálculos da margem combinada (MC) descritas na “Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico””. 13 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board B.5. Descrição de como as emissões antropogênicas de GEE por fontes são reduzidas abaixo daquelas que ocorreriam na ausência da atividade de projeto de MDL registrado (avaliação e demonstração de adicionalidade): Data de início de projeto De acordo com o Glossário de termos do MDL, “a data de início de uma atividade de projeto de MDL é a data mais remota na qual a implementação, a construção ou ação real de uma atividade de projeto se inicia” e “a data de início deve ser considerada como a data na qual o participante de projeto compromete-se com despesas relacionadas à implementação ou relacionadas à construção da atividade de projeto. Pode, por exemplo, ser a data na qual contratos de equipamentos ou serviços de construção/operação necessários à atividade de projeto foram assinados. Gastos menores pré-projetos, como, por exemplo, contratação de serviços/pagamento de taxas para estudos de viabilidade ou estudos preliminares, não devem ser considerados na determinação da data de início de projeto, uma vez que eles não necessariamente indicam o início da implementação do projeto”. Levando em consideração a definição de Data de Início de Projeto descrita acima, a Data de Início de Projeto é 17/ago/2011, que corresponde ao 12º Leilão Brasileiro de Energia Nova nº 02/201112, em que cinco instalações de geração de eletricidade eólica Cerro Chato IV, Cerro Chato V, Cerro Chato VI, Cerro dos Trindades e Cerro de Ibirapuitã I foram contratados. Isso ocorre porque os empresários têm escolhido um modelo de negócio que associa a contratação e a execução da planta sob modalidade “chave-na-mão” de parques eólicos com as empresas EFACEC e ICCILA em caso de sucesso dos empresários sobre a participação no leilão. Mais especificamente, como a empresa vendeu a energia no leilão mencionado, o pré-contrato com os fornecedores passou a ser válido a partir dessa data (referência: EfacecIccila_PreContract_20110817). Por outro lado, se os empresários não tivessem vendido a eletricidade no leilão, a implementação da modalidade “chave-na-mão” e o pré-contrato não teriam tido efeito. Portanto, esta é a primeira das datas em que a implementação ou construção ou ação real ocorreu. Demonstração e avaliação da consideração prévia do MDL De acordo com as “Diretrizes para demonstração e avaliação da consideração prévia do MDL” (versão 4 – Anexo 13/EB 62), “para atividades de projeto com data de início de projeto em ou depois de 02 de agosto de 2008, o participante de projeto deve informar à AND do país anfitrião e ao Secretariado da UNFCCC por escrito o início da atividade de projeto e sua intenção de alcançar o status de MDL”. Os participantes de projeto informaram à AND brasileira e ao Secretariado da UNFCCC o início da atividade de projeto e sua intenção de alcançar o status de MDL. Tal notificação foi realizada dentro dos seis meses após a data de início da atividade de projeto e conteve uma breve descrição da atividade de projeto e a localização geográfica precisa da planta de projeto. As notificações, utilizando o formulário padronizado F-CDM- Prior Consideration, foram enviado 12 12º Leilão de Energia Nova Leilão nº 02/2011). Disponível em http://www.ccee.org.br/cceeinterdsm/v/index.jsp?vgnextoid=38820a6c2930f210VgnVCM1000005e0101 0aRCRD. Acessado em 07/Dez/2011. Referência: 12thNewEnergyAuction_Results 14 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board para a AND brasileira e ao Secretariado da UNFCCC em 06/01/201213, e o recebimento de tais documentos foi confirmado. Evidências documentais de tais notificações foram disponibilizadas para a EOD durante a validação. Um resumo dos marcos do projeto é apresentado na Tabela 7. Data Objetivo 02/10 RAS - Relatório Ambiental Simplificado do Cerro dos Trindade 03/10 RAS – Relatório Ambiental Simplificado de Cerro Chato IV 25/06/10 LP – Licença Prévia de Cerro dos Trindade 30/06/10 LP – Licença Prévia de Cerro Chato IV 03/11 23/03/11 RAS – Relatório Ambiental Simplificado de Cerro Chato V, Cerro Chato VI e Ibirapuitã I LP – Licença Prévia de Cerro Chato V, Cerro Chato VI e Ibirapuitã I Tabela 7: Cronograma da atividade de projeto. Parte Documento de Observação Relacionada referência Avaliação de impacto ambiental da instalação de Cerro Eletrosul CerroTrindade_RAS dos Trindade, necessário para a obtenção de Licença Prévia Eletrosul SEPLAMA – Agência responsável pela emissão de LP SEPLAMA – Agência responsável pela emissão de LP CerroChato4_RAS Avaliação de impacto ambiental da instalação de Cerro Chato IV, necessário para a obtenção de Licença Prévia LP_CerroTrindade LP válida até 25/06/2011 LP_CerroChato4 LP válida até 30/06/2011 Eletrosul CerroChato5_RAS; CerroChato6_RAS; Ibirapuita1_RAS Avaliação de impacto ambiental de Cerro Chato V, VI e Cerro Chato e Ibirapuitã, necessário para a obtenção de Licença Prévia FEPAM Agência responsável pela emissão de LP LP_CerroChato5; LP_CerroChato6; LP_Ibirapuita1 13 LP válida até 22/03/2013 Notificações enviadas para o Secretariado da UNFCCC: Formulário de Consideração Prévia (referência: UNFCCCPriorconsideration_Form_20120104) e email (UNFCCCPriorconsideration_Email_20120104). Notificações enviadas para AND Brasileira: Formulário consideração prévia (referência: DNAPriorconsideration_Form_20120104). 15 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board 22/07/11 08/08/11 17/08/11 LI – Licença de Instalação de Cerro Chato IV e Cerro dos Trindade Relatório de ventos MegaJoule utilizando aerogeradores IMPSA EFACEC e ICCIL A assinatura précontrato com os empresários refere nte à implementação da “chave de mão” da atividade de projeto SEPLAMA Agência responsável pela emissão de LI MegaJoule IFACEC e ICCILA LI_CerroChato4; LI_CerroTrindade SantanaLivramento_ MegaJoule_20110808 EfacecIccila_PreContract_20 110817 16 LI válida até 22/07/2012 O relatório refere-se a mais antiga análise de vento megajoule análise das configurações das plantas com aerogeradores IMPSA, entre outros, que foram disponibilizados para os empresários em 08/Aug/2011(referência : SantanaLivramento_MegaJoule_2011 0808). Esta análise foi utilizada pelos empresários para decidir, durante o 12º Leilão Brasileiro de Energia Nova, em17/Aug/2011, qual contrato de fornecedor de aerogeradores nesta atividade de projeto. Na configuração da IMPSA nesta análise megajoule, o Complexo Eólico Santana do Livramento teria 45 aerogeradores IMPSA IWP-100, cada um com 2,0 MW, representando uma capacidade total instalada de 90 MW. A geração de energia elétrica estimada foi de 367.558 MWh /ano, correspondendo a uma capacidade líquida de 42,0 MW. Esta análise geração de eletricidade foi usada na análise de investimentos. O relatório refere-se a mais antiga análise de vento megajoule análise das configurações das plantas com aerogeradores IMPSA, entre outros, que foram disponibilizados para os empresários em 08/Aug/2011(referência : SantanaLivramento_MegaJoule_2011 0808). Esta análise foi utilizada pelos empresários para decidir, durante o 12º Leilão Brasileiro de Energia Nova, em17/Aug/2011, qual contrato de fornecedor de aerogeradores nesta atividade de projeto. Na configuração da IMPSA nesta análise megajoule, o Complexo Eólico Santana do Livramento teria 45 aerogeradores IMPSA IWP-100, cada um com 2,0 MW, representando uma capacidade total instalada de 90 MW. A geração de energia elétrica estimada foi de 367.558 MWh /ano, correspondendo a PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board uma capacidade líquida de 42,0 MW. Esta análise geração de eletricidade foi usada na análise de investimentos. 17/08/11 17/11/11 28/11/11 12º Leilão de Energia Nova Leilão nº 02/2011 Contrato assinado com empresa consultora de MDL Relatório de ventos da Inova Energy utilizando aerogeradores IMPSA - WayCarbon Inova Energy 12thNewEnergyAucti on_Results Data em que os empresários já venderam a eletricidade a partir do Complexo Eólico Santana do Livramento. Este resultados do leilão fez com que o pré-contrato com EFACEC e ICCILA fosse válido. Esta data é tanto o momento da decisão de investimento quanto a data de partida do projeto. CerroChato4_WayCar bonContract; CerroChato5_WayCar bonContract; CerroChato6_WayCar bonContract; CerroTrindade_WayC arbonContract; Ibirapuita1_WayCarb onContract N/a CerroChato4_InovaEn ergy_20111128; CerroChato5_InovaEn ergy_20111128; CerroChato6_InovaEn ergy_20111128; CerroTrindade_Inova Energy_20111128; Ibirapuita1_InovaEner gy_20111128 Após a realização do 12º Leilão Brasileiro de Energia Nova, empresários revisam a disposição dos aerogeradores no Complexo Eólico e, consequentemente, a estimativa de geração de eletricidade, e foi possível reduzir a quantidade de aerogeradores no Complexo Eólico a fim de atingir a quantidade de geração de eletricidade vendida no leilão. Devido a esta revisão da configuração das plantas, os empresários contrataram a empresa Inova Energia para analisar este novo cenário. Na análise da Inova Energia, o Complexo Eólico de Santana do Livramento tem 39 aerogeradores IMPS A IWP-100, cada um com 2,0 MW, representando uma capacidade total instalada de 78 MW. A geração de eletricidade estimada é de 319.771 MWh/ano, correspondendo a uma capacidade líquida de 36,5 MW. Esta é a configuração atual, e por isso esta análise foi utilizada na estimativa ex-ante de reduções de emissões. 17 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board 30/11/11 06/01/12 Memorando de entendimento (MoUs) e termos de aceitação estabelecidos entre os empreendedores e IMPSA, IFACEC e ICCILA Consideração Prévia do MDL IMPSA, EFACEC e ICCILA AND Brasileira e ao Secretariado da UNFCCC MoU_CerroChato4-5Trindade_20111130.p df; MoU_CerroChato6_2 0111130; MoU_Ibirapuita1_201 11130; AgreementTerm_Cerr oChato4-5Trindade_20111130; AgreementTerm_Cerr oChato6_20111130; AgreementTerm_Ibira puita1_20111130 UNFCCCPrior consideration_Form_2 0120106; UNFCCCPrior consideration_Email_ 20120106; DNAPrior consideration_Form_2 0120106 Estes Termos e Memorandos de Entendimento estabelecem as condições financeiras e técnicas, os minutos de contratos tratados feitos entre os empresários e, IMPA, EFACEC e ICCILA, relacion adas com a implementação da modalidade “chave-na-mão” da atividade de projeto, e estabelecem prazos de assinaturas. Assim, os participantes do projeto informaram a AND brasileira e ao Secretariado da UNFCCC o início da atividade de projeto e a sua intenção em buscar o status de MDL. Essa notificação foi feita dentro de seis meses da data de início da atividade de projeto e continha uma breve descrição da atividade de projeto e a localização geográfica precisa da planta do projeto. Demonstração e avaliação de adicionalidade Conforme a metodologia ACM0002/Versão 12.2.0, a adicionalidade da atividade de projeto deve ser demonstrada e avaliada utilizando-se a versão mais recente da “Ferramenta para demonstrar e avaliar adicionalidade”. Passo 1: Identificação de alternativas para a atividade de projeto consistentes com as leis e regulamentações vigentes Subpasso 1a: Definir alternativas para a atividade de projeto: Os cenários alternativos realistas e confiáveis identificados, disponíveis para os participantes do projeto, são: • A atividade de projeto implementada sem ser registrada como atividade de projeto de MDL; • A continuação do cenário atual (atividade de projeto não implementada). Subpasso 1b: Consistência com as leis e regulamentações vigentes: Todas as alternativas identificadas estão de acordo com as leis e regulamentações. Passo 2: Análise de investimento: 18 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board A análise de investimento determina se a atividade de projeto não é economicamente ou financeiramente viável, sem a receita da venda de Reduções Certificadas de Emissões (RCEs). A análise de investimento foi conduzida conforme a “Ferramenta para demonstrar e avaliar adicionalidade” (versão 05.2) e as “Diretrizes para a avaliação de análise de investimento” (versão 05). Portanto, os seguintes subpassos devem ser seguidos: Subpasso 2a: Determinar o método de análise apropriado: A atividade de projeto gera outros rendimentos além daqueles relacionados ao MDL; portanto, a análise de custo simples não pode ser aplicada. A análise de comparação de investimento não é usada porque não há evidência de que o cenário de linha de base proposto não deixa aos proponentes do projeto outra alternativa senão fazer um investimento para fornecer o mesmo produto ou serviço (ou produto/serviço substituto). Por conseguinte, será adotada a análise de benchmark (Opção III). Subpasso 2b: Opção III. Aplicar a análise de benchmark: Identificação do indicador financeiro O método da Taxa Interna de Retorno - TIR foi considerado como o mais adequado, uma vez que é o mais adequado para o tipo de projeto e contexto de decisão. A TIR foi o indicador financeiro com base no qual o desenvolvedor do projeto tomou a decisão de investimento. Identificação do benchmark O custo do capital próprio (Ke) foi definido como referência de acordo com as "Orientações para a Avaliação da Análise de Investimentos" (Versão 5), n. º 12: "Necessário / retorno esperado sobre o capital próprio são parâmetros adequados para uma TIR de capital". O custo do capital próprio (Ke) foi calculado usando o Capital Asset Pricing Model (CAPM), um modelo de precificação amplamente utilizado em finanças, conforme descrito abaixo. Dados e suposições utilizados são publicamente disponíveis, as fontes e as etapas de cálculo utilizados no desenvolvimento de referência são descritos em detalhes nos documentos disponibilizados durante a validação. (1) Ke = Rf + β (Rm-Rf)14 Em que: Rf = Taxa livre de risco (%) Dados usados: Título de longo prazo do Tesouro Nacional (tipo NTN-B) para os anos de 2006 (julho a dezembro), 2007, 2008, 2009 e 2010 14 As fórmulas CAPM (Capital Asset Pricing Model) utilizadas estão disponíveis ao público em papéis e relatórios, como no PDF http://www.abce.org.br/downloads/ingleswacc.PDF. 19 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board (janeiro a junho), levando em consideração a data de tomada de decisão15. Racionalidade: Os governos controlam a emissão de moeda, o que reduz a probabilidade de default, aproximando o Título do conceito de ativo livre de risco. O ativo utilizado é o NTN-B (data de liquidação: 15 de maio de 2035), título de longo prazo que reflete um horizonte temporal comparável a um investimento em um projeto de energia eólica no Brasil. Fonte: Publicamente disponível - Tesouro Nacional Brasileiro: http://www.tesouro.fazenda.gov.br/tesouro_direto/; β = Risco de investimento comparado ao mercado (sem dimensão). É estimado como uma proxy e mensurado como a sensibilidade dos retornos do ativo em relação aos retornos de mercado. É calculado por meio da equação (3); Rm = Retorno esperado de um ativo de risco (retorno de mercado). Dados utilizados: Retornos diários do IBOVESPA para os anos 2006 (julho a dezembro), 2007, 2008 2009 e 2010 (janeiro a junho). Racionalidade: conforme o site da BM&FBovespa, o índice Bovespa é o principal indicador da performance média do mercado de ações brasileiro. Sua relevância provém de dois fatos: o de refletir a variação dos papeis mais negociados na BM&FBOVESPA e o de possuir tradição, tendo mantido a integridade de suas séries históricas sem mudanças metodológicas desde sua origem em 1968. Portanto, é um índice adequado para refletir os retornos sobre ativos de risco (retorno de mercado). Fonte: Publicamente disponível BMF&BOVESPA: http://www.bmfbovespa.com.br; Nota: para que as taxas de retorno de mercado fossem obtidas em termos reais, aplicouse a equação de Fisher: Rm (real) = [(1+Nominal Rm) / (1 + Taxa de inflação)] – 1. O índice de inflação utilizado é o Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPC- 15 Uma série histórica de 5 anos foi usada para calcular o valor de referência (de agosto de 2006 a julho de 2011) com a intenção de refletir a existente expectativas do mercado brasileiro no momento da decisão de investimento (Agosto 2011). O período utilizado é considerado adequado com períodos mais curtos por ter influenciado nos resultados para a conjuntura econômica a curto prazo em detrimento do meio para a estrutura econômica a longo prazo, enquanto que períodos mais longos se somam substancialmente com diferentes estruturas macroeconômicas e regimes regulamentares, também, potencialmente, adicionando volatilidade aos cálculos e preconceitos com os resultados. Além disso, enquanto a série histórica não pode mais ser considerado apropriado, porque eles podem não refletir com precisão o ambiente econômico da decisão de investimento, adotando períodos mais curtos no cálculo do valor de referência não é considerado uma abordagem conservadora devido à ocorrência recente de uma crise econômica mundial desde 2008 e 2009, que afetou as linhas de ação dos países e seus resultados. Embora o Brasil não ter sofrido consequências na mesma magnitude que os países desenvolvidos, utilizando os dados pontuais poderia ter desviado condições brasileiras no médio prazo. Além disso, os dados históricos para o longo prazo brasileiro retorna obrigações do Tesouro (tipo NTN-B, com data de vencimento de 15 de maio, 2035), adotada como taxa livre de risco no cálculo CAPM, estão disponíveis a partir de 12 de abril de 2006 em diante, refletindo a data de início da transação do título. Que é um bom exemplo de que os mercados nacionais têm crescido em liquidez, uma vez que os títulos do governo podem ser comprados diretamente pelos proponentes do projeto. 20 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board A), que é o índice empregado no reajuste anual dos preços de energia e o tipo de inflação utilizada para calcular o retorno nominal do título NTN-B. Ri = Retorno esperado de um ativo do setor de energia. Dados utilizados: Retornos diários do Índice de Energia Elétrica da BM&FBovespa para os anos 2006 (julho a dezembro), 2007, 2008 2009 e 2010 (janeiro a junho). Racionalidade: De acordo com a “Ferramenta para demonstrar e avaliar adicionalidade”, a análise financeira deve ser baseada em parâmetros que sejam padrão no mercado, considerando as características específicas do tipo de projeto, mas que não sejam associados à expectativa subjetiva de rentabilidade ou perfil de risco de um determinado desenvolvedor do projeto. O Índice de Energia Elétrica (IEE) da BMF&Bovespa satisfaz a ferramenta em questão, uma vez que o índice tem o propósito de fornecer uma visão setorizada da performance do mercado de ações. Compostas pelas mais significativas empresas de capital aberto de setores econômicos específicos, representando a performance agregada do setor contemplado. Fonte: Publicamente disponível BMF&BOVESPA: http://www.bmfbovespa.com.br; Nota: Todos os dados referentes ao ano de 2010 consideram o período de 01 de janeiro a 30 de junho, de modo a refletir as informações disponíveis até a data de tomada de decisão do investimento, ocorrida em julho desse mesmo ano. (2) != Cov(Ri , Rm ) " m2 Em que: Cov (Ri,Rm) percentuais); = Covariância entre o retorno do ativo (Ri) e o retorno de mercado (Rm) (pontos ! m2 = Variância do retorno de mercado (pontos percentuais). ii) Benchmark estabelecido A taxa de retorno descrita e calculada na planilha Benchmark_SantanaLivramento.xls” é Ke=14.76% em termos reais. Esse é o benchmark definido para avaliar a adicionalidade da atividade de projeto, que serão utilizados em comparação à TIR do Projeto. Subpasso 2c: Cálculo e comparação dos indicadores financeiros: A análise financeira detalhada é fornecida na planilha eletrônica anexada “FinancialAnalysis_SantanaLivramento.xls”, na qual uma descrição completa de todas as variáveis e pressupostos está disponível. As “Diretrizes para avaliação da análise de investimento” (Versão 5) foram sistematicamente observadas na elaboração da análise financeira, cujos resultados estão relatados abaixo. Cálculo da TIR do Projeto: Energia contratada: 21 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board No momento da decisão de investimento, o montante anual de energia estimada a ser gerada pelas cinco plantas foi de 42,0 MWA, ou 367.558 MWh. Para alcançar esta geração de eletricidade, o fator de capacidade líquida projetada para as cinco plantas naquele momento era 46.62%.16 Tarifa de energia elétrica: O preço da energia elétrica considerada na análise foi obtida a partir dos resultados do 12º Leilão de Energia Nova (- Leilão n º 02/2011). Tendo em conta o Complexo Eólico todo, o preço da energia é igual a R $ 96.66/MWh. Este valor corresponde à data-base de agosto de 2011 e está sujeito a ajustes anuais pelo Índice Nacional de Preços Consumidor Amplo - IPCA. Investimentos em bens de capital: Itens da atividade de projeto de capital são os principais aerogeradores, a serem fornecidos pela Impsa Wind, e pelo o Balanço da Planta, dos quais EFACEC e ICCILA estão no comando. Esses gastos são, respectivamente, evidenciados pela proposta para o fornecimento de aerogeradores Impsa Wind dirigido pela Eletrosul Centrais Elétricas S.A em 14 de agosto de 2011 e pelo pré-contrato de fornecimento de bens e serviços para a implementação da infraestrutura de parques eólicos e associados sistema de transmissão assinado entre a EFACEC, ICCILA e o desenvolvedor do projeto em 17 de agosto de 2011. Nota-se que na tomada de decisão do projeto foi assumido como sendo elegível para o Regime Especial de Incentivo ao Desenvolvimento de Infraestrutura - REIDI, que isenta os seus investimentos de recolhimento de PIS e Cofins. Operação e Manutenção (O&M): Operação e manutenção (O & M) dos custos durante os cinco primeiros anos de operação foram obtidos a partir do estudo de vento Impsa O & M proposta dirigida ao desenvolvedor do projeto em 14 de agosto de 2011. Custos de transmissão: Os valores da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST), que se refere aos custos de transmissão do Sistema Integrado Nacional (SIN), foram obtidas na Resolução Homologatória 1.031 da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), de 22 de julho de 2010. A tarifa é aplicada sobre a potência instalada do projeto e será monetariamente atualizada a cada ciclo tarifário. Além disso, o projeto se enquadra nas condições estabelecidas pela Lei 9, artigo 26, §1o, de 26 de dezembro de 1996. De acordo com a redação dada pela Lei 11.488, de 15 de junho 16 Conforme descrito na nota 2, A configuração atual do Complexo Eólico de Santana do Livramento tem uma capacidade total instalada de 78 MW e uma capacidade líquida de 36,5 MWA, gerando uma energia elétrica estimada de 319.771 MWh / ano. A variação entre o cenário de decisão de investimento e a configuração atual é considerado na análise de sensibilidade. 22 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board de 2007, ela estabelece um percentual de redução não inferior a 50% da TUST para determinados projetos de energia eólica. Políticas nacionais e/ou setoriais: De acordo com o subpasso 2c da “Ferramenta para demonstração e avaliação de adicionalidade”, no cálculo do indicador financeiro apropriado “inclua todos os custos relevantes (inclusive, por exemplo, o custo de investimento, os custos de operação e manutenção), e receitas (excluindo receitas de RCE, mas possivelmente incluindo, entre outros, incentivos e subsídios fiscais17, assistência oficial para o desenvolvimento etc, quando aplicável), e, como apropriado, custos e benefícios externos ao mercado para o caso de investidores públicos se essa for a prática padrão para a seleção de investimentos públicos no país anfitrião”. Com relação aos “Esclarecimentos sobre a consideração de políticas ou regulações nacionais e/ou setoriais e circunstâncias em cenários de linha de base” (versão 2), “(b) Políticas ou regulações nacionais e/ou setoriais que conferem vantagens comparativas a tecnologias menos intensivas em emissões em relação a tecnologias mais intensivas em emissões (por exemplo, subsídios públicos para promover a difusão de energias renováveis ou para financiar programas de eficiência energética)”, são consideradas políticas do tipo E-. Se esse tipo de política tiver sido implementada desde a adoção das Modalidades & Procedimentos (M&P) do MDL (decisão 17/CP.7, 11 de novembro de 2001) pela COP, ela não precisa ser levada em consideração. Considerando esses esclarecimentos por parte do Conselho Executivo do MDL, a seguinte política setorial foi implementada no Brasil para oferecer incentivos à implementação e difusão de plantas de energia renovável: Desconto de 50% sobre as tarifas de transmissão de energia: Um dos custos associados à operação de centrais elétricas no Brasil refere-se à transmissão e distribuição da eletricidade gerada. Para induzir a implementação de centrais elétricas renováveis pelo setor privado, o governo brasileiro criou um incentivo específico referente aos custos de transmissão para diferentes tipos de centrais de energia. O incentivo mencionado, criado pela ANEEL, determina uma política setorial de redução de 50% das tarifas de uso de sistemas elétricos para transmissão e distribuição, por parte de centrais hidrelétricas e para aquelas baseadas em energia solar, eólica, de biomassa ou por cogeração qualificada, em que a quantidade de energia injetada no sistema de transmissão e distribuição é menor ou igual a 30.000 kW. Esse benefício foi criado em 26 de abril de 2002 pela Lei 10.438, que determinou que a ANEEL deveria estipular uma redução não inferior a 50% nas tarifas de transmissão. A Resolução Normativa 7718, emitida em 18 de agosto de 2004, estabelece os procedimentos relativos à redução tarifária, em que é mencionado que a Lei 10.762, de 11 de novembro de 2003, estende aos projetos de geração de energia tipificados acima a redução da TUST. 17 Ver guia do EB sobre a consideração de políticas nacionais/locais/setoriais e medidas para a definição da linha de base. 18 Resolução Normativa 77 emitida em http://www.aneel.gov.br/cedoc/bren2004077.pdf 23 18 de agosto de 2004 pela ANEEL: PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board Como descrito anteriormente, esse tipo de política não precisa ser levado em consideração no cálculo do indicador financeiro da atividade de projeto se tiver sido criada após a adoção das M&P do MDL. Diante disso, o desconto da TUST (tarifa de transmissão) não foi considerado no cálculo do indicador financeiro apropriado – a TIR do Projeto. Despesas regulatórias: Para ambos os Complexos Santa Vitória do Palmar e Chuí o valor daTaxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) é equivalente a 0,5% do Benefício Econômico Típico Unitário - R$ 385,73 por KW instalado - de acordo com a ANEEL # 4080 Despacho, de dezembro 27nd, 2010, e da Presidência da República Decreto # 2.410, de 28 de novembro de 1997. A taxa devida ao Operador Nacional do Sistema (ONS), proporcional à capacidade instalada do projeto, e a contribuição devida à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), proporcional ao número de votos do agente na Assembleia Geral da CCEE e à energia vendida, são estimadas como 0.1% da receita bruta. Arrendamento de terras: Despesas relativas ao arrendamento de terras correspondem a 1% mensal da receita bruta do projeto, como evidenciado pelos instrumentos particulares de cessão de direito de uso da superfície para a instalação e operação de usinas de energia eólica, assinado entre a Eletrosul Centrais Elétricas SA e os proprietários de terra. Despesas administrativas: Despesas administrativas anuais foram estimadas em um dos complexos no momento da decisão de investimento. valor fixo para cada um Estrutura do financiamento: Até o momento da decisão de investimento, captação de recursos através de uma Linha de Crédito do BNDES foi considerado para ambos os complexos como os seus termos padrão para instalações de parques eólicos. Os termos refletem a expectativa dos tomadores de decisão e estão de acordo com as condições estabelecidas pelo BNDES para projetos de energia eólica, como por informações coletadas a partir do site do BNDES. Impostos: Como por regime de tributação lucro presumido, PIS e Cofins correspondem a 3,65% da receita bruta para os dois complexos, de acordo com Leis 10.637, de 2002 # e # 10833 de 2003. De acordo com o mesmo regime de tributação, a taxa de imposto de renda de 15% é cobrada sobre o lucro presumido de 8%, de acordo com Decreto-Lei # 1.598, de 1977, e Leis n º 9.249, de 1995 e # 9430de 1996. De acordo com a mesma lei, uma taxa de imposto de renda 24 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board adicional de 10% é cobrada sobre os lucros do princípio de que ultrapasse R $ 240.000,00 por ano. A Contribuição Sobre Lucro Líquido Sociais (CSLL) é igual à taxa de 9% e incide sobre12% da receita bruta, de acordo com Leis n 9.430, de 1996 e n º10.637, de 2002. Período de análise: Como pressuposto conservador, em conformidade com as “Diretrizes para avaliação da análise financeira” (Versão 5), parágrafo 3, a duração do PPA e a vida útil dos aerogeradores, o período de análise considerado foi o de 20 anos a partir do início de operação das plantas. Resultado: Depois de aplicar os pressupostos acima enumerados e outros descritos nas planilhas de análise financeira, a TIR é 11.79% em termos reais. Comparação da TIR do projeto com o benchmark: De acordo com a Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade, Sub-passo 2c, sub-item 10. (b): "O benchmark financeiro, se a Opção III (análise de benchmark) é usado. Se a atividade de projeto de MDL tem um indicador menos favorável (por exemplo, menor TIR) do que o de referência, então a atividade de projeto MDL não pode ser considerado como financeiramente atraente ". Assim, sem as receitas do MDL, o projeto de MDL proposta não é financeiramente viável, ou seja, a TIR Capital Próprio de 11.79% é menor do que suas respectiva referência de 14.76%. TIR do projeto 11.79% < Benchmark de 14.76% Subpasso 2d: Análise de sensibilidade: A análise de sensibilidade foi conduzida para demonstrar que a conclusão quanto à falta de atratividade financeira é robusta a variações razoáveis nos pressupostos críticos. Variáveis que representam mais do que 20% dos custos totais ou dos rendimentos totais do projeto foram submetidos a variações razoáveis. As variáveis submetidas à análise de sensibilidade foram: • • • Receita; Despesas operacionais (OPEX); Investimento em bens de capital (CAPEX). Os resultados obtidos na análise de sensibilidade são apresentados abaixo: Item Variação necessária para atingir o benchmark Receitas +7.50% Despesas operacionais -31.00% 25 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board Investimento em bens de capital -5.79% Receita Levaria aumentos de 7.50% nas receitas do projeto, para a sua taxa interna de retorno atingir o valore de referência estabelecido. Isso seria uma variação extremamente improvável, porque o preço pelo qual o Complexo Eólico de Santana do Livramento vai vender a energia gerada já está determinado e os seus ajustes já estão contemplados pelo modelo financeiro. Portanto, tendo em conta as condições em que a atividade de projeto está inserida, a variação na receita requerida do projeto dificilmente ocorrem em uma base de longo prazo. Despesas operacionais Seria necessária uma redução de 31.00% nas despesas operacionais do projeto para a sua taxa interna de retorno atingir o benchmark estabelecido. No entanto, a proposta comercial de custos de operação e manutenção de equipamentos, que representam uma grande parte das despesas globais do projeto já contempla descontos acordados entre o desenvolvedor do projeto e Impsa durante o leilão. Despesas operacionais incluem também os custos da regulamentação, o que dificilmente reduz em termos reais durante o período analisado. Assim, tal variação elevada de despesas operacionais não constituiria um cenário plausível para o projeto. Investimentos em bens de capital Para que a taxa interna de retorno da atividade de projeto atinja a taxa de referência, seria necessário uma redução de 5,79% em despesas de capital, isto é, o investimento em aerogeradores e BoP. Isso seria uma variação pouco provável, tendo em conta que a proposta comercial dirigida ao desenvolvedor do projeto por parte dos fornecedores já contemplam descontos acordados pelas partes durante o leilão. Como explicado na nota 2, após o 120 Leilão Brasileira de Energia Nova, empresários revistaram a disposição aerogeradores no Complexo Parque Eólico e, como consequência, a estimativa de geração de eletricidade foi alterada. Análise de investimento foi realizada tendo em conta a nova configuração do Complexo Eólico de Santana do Livramento (39 aerogeradores IMPSA IWP-100, cada uma com 2,0 MW, a capacidade instalada total de 78 MW, a geração de eletricidade estimada de 319.771 MWh / ano e capacidade líquida de 36,5 MW ). Após a redução dos gastos de capital e receitas, a TIR Patrimônio gerados pelas análise é13,86%, inferior ao valor de referência de 14,76%. Este resultado indica a robustez da análise de investimento e a inverossimilhança das variações necessárias para a referência a ser alcançado. A análise de sensibilidade mostra que a análise de investimentos desde um argumento válido a favor da adicionalidade da atividade de projeto proposta, uma vez que suporta de forma consistente, para uma série de pressupostos realistas, a conclusão de que a atividade de projeto sem receitas de RCEs é improvável que seja financeiramente / economicamente atraente. 26 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board Resultado da etapa 2: após a análise de sensibilidade, conclui-se que a atividade de projeto de MDL proposta é improvável que seja financeiramente / economicamente atraente. Passo 3: Análise de barreiras Esse passo não foi aplicado. Passo 4: Análise de prática comum Subpasso 4a: Analisar outras atividades similares à atividade de projeto proposta Há 71 plantas de energia eólica em operação no Brasil, somando 1,53 GW de capacidade instalada, o que representa 1.22% da capacidade instalada total do país (Tabela 9). Tabela 9: Empreendimentos de produção de eletricidade em operação no Brasil. Capacidade instalada verificada Tipo Unidades kW % Mini e micro centrais hidroelétricas (≤ 1 MW) 367 211,225 0.18% Plantas de energia eólica 71 1,424,792 1.22% Pequenas centrais hidroelétricas (1 MW – 30 MW) 418 3,829,007 3.28% Plantas solares 6 1,087 0.00% Grandes centrais hidroelétricas (≥ 30 MW) 181 78,347,369 67.03% Plantas termoelétricas 1,497 31,062,157 26.58% Plantas nucleares 2 2,007,000 1.72% Total 2,542 116,882,637 100.00% Fonte: Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL): BIG - Banco de Informação de Geração. Disponível em http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.asp. Acessado em 03/Jan/2012 (referência: BrazilianElectricityGenerationMatrix_ANEEL_20120103). Os dados mostrados na Tabela 9 mostram que a participação da energia eólica ainda não é significativa na matriz energética brasileira. Além do mais, deve-se notar que a maioria dos empreendimentos eólicos no Brasil se beneficia de um dos seguintes mecanismos de incentivo: MDL ou PROINFA19. PROINFA (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica) foi lançado em 2002 com o objetivo de aumentar a participação da eletricidade produzida a partir de biomassa, de fonte eólica e de pequenas centrais hidroelétricas no SIN. O PROINFA é baseado no aumento de tarifas e foi elaborado de modo a ter duas fases. Na primeira fase, inicialmente determinou-se uma cota de 3,3 GW de nova capacidade de geração igualmente distribuída entre eólicas, biomassa e pequenas hidroelétricas. Após a implementação do programa, parte da cota de biomassa foi transferida para projetos eólicas19. 19 Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica. http://www.mme.gov.br/programas/proinfa. Acessado em 22 de julho de 2011. 27 Disponível em PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board O programa prevê a implementação de 144 plantas, totalizando 3.299,40 MW de capacidade instalada, sendo que 1.191,24 MW provem de 63 pequenas centrais hidroelétricas (1 MW – 30 MW), 1.422,92 MW de 54 plantas eólicas e 685,24 MW de 27 plantas de biomassa19. Projetos desenvolvidos no PROINFA possuem Contrato de Compra de Energia de 20 anos assinado com a companhia estatal de eletricidade ELETROBRÁS19. O PROINFA ajusta previamente o preço pago aos produtores pela eletricidade com valor econômico específico para a tecnologia empregada, que é definido como o valor que garante, por um tempo preestabelecido e nível de eficiência definido, a viabilidade econômica de um projeto típico baseado em fontes alternativas de energia. É importante ressaltar que os preços pagos pelo PROINFA são mais elevados que aqueles praticados no mercado20. Concomitantemente, companhias de geração de eletricidade que tem Contratos de Compra e Venda de Eletricidade assinados com a ELETROBRÁS no âmbito do PRONIFA podem adquirir financiamento do Banco Nacional de Desenvolvimento (BNDES). Sob o chamado Programa de Apoio Financeiro a Investimentos em Fontes Alternativas de Energia Elétrica no Âmbito do PROINFA, até 70% dos itens financiáveis podem ser contemplados no empréstimo, sendo que a primeira prestação pode ser paga até o terceiro mês após a data de início da operação com períodos de amortização de até 10 anos21. É importante salientar que o “PROINFA também objetiva a redução de emissões de GEE, nos termos da UNFCCC, contribuindo para o desenvolvimento sustentável” e “é atribuição da ELETROBRÁS o desenvolvimento direto ou indireto dos processos de preparação e validação dos DCPs, registro, monitoramento e certificação da redução de emissões, e a comercialização dos créditos de carbono obtidos pelo PROINFA”. “Os recursos originados das atividades relacionadas ao MDL ou a outros mercados de carbono serão destinados à redução dos custos do PROINFA”22. Nesse sentido, 12 projetos eólicos do PROINFA em operação estão sendo ou foram desenvolvidos como projetos de MDL (Tabela 10). 54 das 71 plantas eólicas em operação no Brasil beneficiam-se dos incentivos do PROINFA (Tabela 10). Ressalta-se que 12 das 17 plantas em operação que não se beneficiam do PROINFA estão sendo desenvolvidas como projetos de MDL (Tabela 10). Dentro do grupo dos 5 usinas eólicas não-CDM e não PROINFA (que a semelhança com a atividade de projeto sem receitas de MDL devem ser analisados, de acordo com a Tabela 10), Eólica de Prainha, Taíba e Eólica de Mucuripe pertencem à empresa Wobben Wind 20 Alves de Brito, M.L. 2009. Investments in Wind Energy in Brazil: Comparing PROINFA and CDM project finance. Tese de Mestrado. Graduate School of Humanities and Social Sciences. University of Tsukuba, Japan. 21 Programa de Apoio Financeiro a Investimentos em Fontes Alternativas de Energia Elétrica no Âmbito do PROINFA. Disponível em http://www.mme.gov.br/programas/proinfa/galerias/arquivos/programa/resolproinfa.pdf. Acessado em 22 de julho de 2011. 22 Decreto Federal 5025 de 30 de março de 2004. http://www.aneel.gov.br/cedoc/dec20045025.pdf. Acessado em 22 de julho de 2011. 28 Disponível em PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board Power Indústria e Comércio Ltda23. Wobben projetos, constrói, monta, opera e mantém usinas de energia eólica, e foi a primeira empresa brasileira a fabricar aerogeradores de grande porte (800 -3000 kW)24. Assim, eles possuem uma maior competitividade intrínseca no que diz respeito à aquisição dos aerogeradores, em comparação com outros proponentes do projeto, que não fabricam as turbinas eólicas si mesmos, tais como os proponentes da atividade de projeto atual. Finalmente, os restantes 2 usinas eólicas, ou seja, vento plantas IMT e Ventos do Brejo A-6, não pode ser considerado semelhante à atividade do projeto proposto levando em conta a escala das empresas, especificamente a capacidade instalada: IMT e Ventos do Brejo A6 têm apenas 0,002 MW e 0,006MW de capacidade instalada, respectivamente, o que é de cerca de201 mil vezes e 67.000 vezes menor do que a capacidade instalada do Complexo Eólico Santana do Livramento e, portanto, não pode ser considerado semelhante à atividade de projeto. À luz dos fatos acima, é possível concluir que, no momento da conclusão deste documento, não havia empreendimentos de exploração comparáveis à atividade de projeto, em relação ao clima de investimento. Resultado do passo 4a: à luz dos fatos acima, é possível concluir que, no momento da conclusão deste documento, não havia empreendimentos de exploração comparáveis à atividade de projeto, em relação ao clima de investimento. Sub-passo 4b: Discutir outras opções similares que estão ocorrendo: Atividades similares à atividade nem comumente realizadas. do projeto não são amplamente observadas, Uma vez que todos os passos acima tenham sido satisfeitos, a atividade de projeto é adicional. Tabela 10: Plantas eólicas em operação no Brasil. Planta 1 Albatroz Alegria I Alegria II Alhandra Amparo Aquibatã Atlântica Bom Jardim Bons Ventos Campo Belo Camurim Canoa Quebrada Capacidade autorizada (MW)1 Estado brasileiro1 Número de contrato do PROINFA2 MDL? Status de MDL 4,500 51,000 1,650 6,300 22,500 30,000 4,500 30,000 50,000 10,500 4,500 57.000 PB RN RN PB SC SC PB SC CE SC PB CE 024 052 / 052A 044 / 044A 016 / 016A 019 020 030 021 051 018 026 002 Não Não Não Não Não Não Não Não Não Não Não Não - 23 ANEEL: Operação de empreendimentos eólicos. Disponível em http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=7&fase=3. Acessado em 11/06/2010. 24 Wobben Windpower. http://www.wobben.com.br/. Acessado em 11/06/2010. 29 Atividade de projeto similar? Não Não Não Não Não Não Não Não Não Não Não Não PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board Caravela Cascata Cerro Chato II (Ex. Coxilha Negra VI) Cerro Chato III (Ex. Coxilha Negra VII) Coelhos I Coelhos II Coelhos III Coelhos IV Cruz Alta Eólica Água Doce Eólica Canoa Quebrada Eólica de Bom Jardim 4,500 6,000 PB SC 033 045 Não Não - Não Não 28,000 RS - Sim Validação3 Não 30,000 RS - Sim Validação3 Não 4,500 4,500 4,500 4,500 30,000 9,000 PB PB PB PB SC SC 032 025 029 027 022 001 Não Não Não Não Não Sim Registrado4 Não Não Não Não Não Não 10,500 CE 053 Sim Validação5 Não 0,600 SC 021 Não - Eólica de Prainha 10,000 CE - Não - Eólica de Taíba 5,000 CE - Não - Eólica Icaraizinho Eólica Paracuru Eólica Praias de Parajuru Eólio - Elétrica de Palmas Fazenda Rosário Fazenda Rosário 3 Foz do Rio Choró Gargaú Gravatá Fruitrade 54,600 23,400 CE CE 048 049 Sim Sim Validação6 Validação6 Não Deve ser analisado Deve ser analisado Não Não 28,804 CE 004 Não - Não 2,500 PR - Sim 8,000 14,000 25,200 28,050 4,950 RS RS CE RJ PE 043 035 039 Sim Sim Sim Sim Não Consideração Prévia13 Validação7 Validação7 Validação6 Validação8 - IMT 0,002 PR - No - Lagoa do Mato Macau Mandacaru 3,230 1,800 4,950 CE RN PE 054 037 Sim Sim Não Mangue Seco 1 26,000 RN - Sim Mangue Seco 2 26,000 RN - Sim Mangue Seco 3 26,000 RN - Sim Mangue Seco 5 26,000 RN - Sim Mataraca 4,500 PB 031 Não Miassaba II 14,400 RN - Sim Millennium 10,200 PB 023 Não Validação5 Registrado9 Consideração Prévia14 Consideração Prévia15 Consideração Prévia16 Consideração Prévia17 Consideração Prévia18 - Mucuripe 2,400 CE - Não - 25,600 CE 012 Não - Parque Eólico de Beberibe Parque Eólico de 50,000 RS 30 009 Sim Registrado Não Não Não Não Não Não Deve ser analisado Não Não Não Não Não Não Não Não Não Não Deve ser analisado Não 10 Não PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board Osório Parque Eólico de Palmares Parque Eólico do Horizonte Parque Eólico dos Índios Parque Eólico Elebrás Cidreira 1 Parque Eólico Enacel Parque Eólico Sangradouro Pedra do Sal Pirauá Praia do Morgado 8,000 RS 047 Sim Consideração Prévia19 Não 4,800 SC - Sim Registrado11 Não 50,000 RS 007 Sim Registrado10 Não 70,000 RS 015 Não - Não 31,500 CE 010 Não Registrado Não 10 50,000 RS 008 Sim Não 18,000 4,950 28,800 PI PE CE Não Não Não - Não Não Não Praia Formosa 104,400 CE Sim Validação6 Não Presidente Púlpito Rio do Ouro RN 15 - Rio do Fogo Salto Santa Maria Santo Antônio Taíba Albatroz 4,500 30,000 30,000 49,300 30,000 4,950 3,000 16,500 PB SC SC RN SC PE SC CE 036 003 005 034 / 034A / 034B / 034C 028 014 017 011 013 041 046 050 Não Não No Sim No No No No Validação12 - Ventos do Brejo A-6 0,006 RN - No - Não Não No No No No No No Deve ser analisado No No No Vitória 4,500 PB 040 No Volta do Rio 42,000 CE 006 No Xavante 4,950 PE 038 No Total 1,424.7922 1 ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica): BIG - Banco de Informação de Geração) Disponível em http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=7&fase=3. Acessado em 03/Jan/2012 (referência: BrazilianElectricityGenerationMatrix_ANEEL_20120103). 2 Eletrobras: PROINFA. Disponível em http://www.eletrobras.com/elb/data/Pages/LUMISABB61D26PTBRIE.htm. Acessado em 03/Jan/2012 (referência: PROINFAContracts_20081231). 3 Cerro Chato Wind Farm Project. Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/FAA7M14EV6MNGPASPCDLTD64Q21X0R/view.html. Acessado em 03/Jan/2012. 4 Água Doce Wind Power Generation Project. Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGSUKL1156244716.38/view. Acessado em 03/Jan/2012. 5 Rosa dos Ventos wind energy projecy. Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/HMOI5ZUNC27YH7DVBYBCFCRPUZWQ09/view.html. Acessado em 03/Jan/2012. 6 Icaraí Wind Energy Project. Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/HSLJUUZ9G0RMHT1A6S1F14IMVIZ45B/view.html. Acessado em 03/Jan/2012. 7 Palmares Wind Power Plant Project (PWPPP). Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/7FJT8KR0R6Z7X9P37350KVRFZ61QD6/view.html. Acessado em 03/Jan/2012. 8 Gargaú Wind Power Plant CDM Project Activity. Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/J6EQPTU2VOQJKGG6LHWEERQVH5Z72F/view.html. Acessado em 03/Jan/2012.. 31 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board 9 Petrobras Wind Power Project for Oil Pumping at Macau, Brazil. Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1167973931.45/view. Acessado em 03/Jan/2012. 10 Osório Wind Power Generation Project. Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNVCUK1158843861.54/view. Acessado em 03/Jan/2012. 11 Horizonte Wind Power Generation Project. Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGSUKL1151534607.76/view. Acessado em 03/Jan/2012. 12 Rio do Fogo Wind Energy Project. Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/BQQ32CCBBQ2342SUQ84SKA1T3NLEC0/view.html. Acessado em 03/Jan/2012. 13 Palmas Wind Farm. Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/PriorCDM/notifications/index_html. Acessado em 03/Jan/2012. 14 Petrobras - Wind Power Generation at Mangue Seco 1. Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/PriorCDM/notifications/index_html. Acessado em 03/Jan/2012. 15 Petrobras - Wind Power Generation at Mangue Seco 2. Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/PriorCDM/notifications/index_html. Acessado em 03/Jan/2012. 16 Petrobras - Wind Power Generation at Mangue Seco 3. Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/PriorCDM/notifications/index_html. Acessado em 03/Jan/2012. 17 Petrobras - Wind Power Generation at Mangue Seco 5. Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/PriorCDM/notifications/index_html. Acessado em 03/Jan/2012. 18 Wind Power Plant MIASSABA 2. Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/PriorCDM/notifications/index_html. Acessado em 03/Jan/2012. 19 Palmares Wind Power Plant Project. Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/PriorCDM/notifications/index_html. Acessado em 03/Jan/2012. B.6. Redução de emissões: B.6.1. Explicação das escolhas metodológicas: Emissões do projeto: Conforme a ACM0002/Versão 12.2.0, como a atividade de projeto não é uma planta geotérmica, solar nem hídrica, PE y = 0 . Emissões de linha de base € As emissões de linha de base devem ser calculadas da seguinte maneira: (1) BE y = EGPJ ,y ⋅ EFgrid ,CM ,y Em que: € BE y : EGPJ ,y : Quantidade líquida de eletricidade gerada que é produzida e exportada para a rede elétrica como resultado da implementação da atividade de projeto de MDL no ano y (MWh/ano); € € Emissões de linha de base no ano y (tCO2/ano); EFgrid ,CM ,y : Fator de emissão de CO2 da margem combinada para a geração de energia € 32 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board conectada à rede elétrica no ano y calculada usando a versão mais recente da “Ferramenta para calcular o fator de emissão de um sistema elétrico” (tCO2/MWh). Cálculos de EGPJ ,y Como a atividade de projeto consiste na instalação de uma nova planta de energia renovável conectada à rede elétrica em um local onde não havia nenhuma planta de energia renovável em € operação antes da implementação da atividade de projeto (projeto greenfield), então: (2) EGPJ ,y = EG facility,y Em que: € EGPJ ,y : Quantidade líquida de eletricidade gerada que é produzida e exportada para a rede elétrica como resultado da implementação da atividade de projeto de MDL no ano y (MWh/ano); € EG facility,y : Quantidade líquida de geração de eletricidade exportada pela planta/unidade de projeto para a rede elétrica no ano y (MWh/ano). € Cálculos de EFgrid,CM ,y As plantas do projeto irão fornecer energia para o Sistema Interligado Nacional (SIN). A AND brasileira publicou o delineamento do SIN a ser adotado em projetos de MDL. Pela Resolução no 8 da AND brasileira, a rede elétrica desta atividade de projeto é considerada como um sistema único composto pelos dois submercados do SIN e é definida como o sistema elétrico do projeto. Plantas não conectadas à rede não serão incluídas nos cálculos de EFgrid ,CM , y . EFgrid ,CM , y será calculado usando a versão mais recente da “Ferramenta para calcular o fator de emissão de um sistema elétrico”. A seguinte fórmula será aplicada: (3) EFgrid ,CM , y = EFgrid ,OM , y ⋅ wOM + EFgrid , BM ⋅ wBM Em que: EFgrid ,CM , y : EFgrid , BM , y : Fator de emissão de CO2 da margem combinada no ano y (tCO2/MWh); Fator de emissão de CO2 da margem de construção no ano y (tCO2/MWh); EFgrid ,OM , y : Fator de emissão de CO2 da margem de operação no ano y (tCO2/MWh); wOM : Ponderação do fator de emissão da margem de operação (75%); 33 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board w BM : € Ponderação do fator de emissão da margem de construção (25%). Os fatores de ponderação para as margens de operação e construção foram selecionados de acordo com as diretrizes fornecidas na “Ferramenta para calcular o fator de emissão de um sistema elétrico”. EFgrid ,OM , y será calculado de acordo com a análise de dados de despacho. Por esse método, o fator de emissão da margem de operação é determinado baseado nas plantas de energia conectadas à rede que estão efetivamente despachando na margem durante cada hora h em que o projeto está produzindo eletricidade e EFgrid ,OM − DD, y é calculado da seguinte maneira: ∑ EG PJ ,h (4) EFgrid ,OM −DD,y = ⋅ EFEL,DD,h h EGPJ ,y Em que: € EF grid ,OM − DD, y : Fator de emissão de CO2 da margem de operação no ano y na análise de dados de despacho (tCO2/MWh); EG PJ ,h Geração de eletricidade pela atividade na hora h do ano y (MWh); : EFEL,DD,h : Fator de emissão de CO2 para plantas de energia conectadas à rede no topo da ordem de despacho na hora h no ano y (tCO2/MWh); € € EG PJ , y Eletricidade total substituída pela atividade de projeto no ano y (MWh); : h: Horas no ano y nas quais a atividade de projeto está gerando eletricidade; y: Ano no qual a atividade de projeto está exportando eletricidade para a rede elétrica. Para o primeiro período de crédito, o fator de emissão da margem de construção será atualizado anualmente, ex-post, incluindo aquelas unidades construídas até o ano de registro da atividade de projeto ou, se as informações até o ano de registro ainda não estiverem disponíveis, incluindo as unidades construídas até o último ano sobre o qual as informações estiverem disponíveis. Os parâmetros EFEL , DD ,h e EFgrid ,BM ,y são calculados e publicados pela Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima, a Autoridade Nacional Designada brasileira, de acordo com a versão mais recente da “Ferramenta para calcular o fator de emissão para um € 34 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board sistema elétrico”. Com esses valores publicados e a eletricidade gerada por hora ( EGPJ ,h ) será possível calcular as emissões associadas à linha de base ( BE y ). Emissões fugitivas De acordo com a Metodologia ACM0002, versão 12.2.0, “nenhuma emissão fugitiva é considerada. As principais emissões potencialmente geradoras de emissões de fuga, no âmbito dos projetos do setor elétrico, são as emissões resultantes de atividades como a construção de usinas e emissões de combustíveis fósseis (e.g., extração, processamento, transporte). Essas fontes de emissões são negligenciadas." Redução de emissões A redução de emissões pela atividade de projeto durante um dado ano y é calculado da seguinte maneira: (5) ERy = BE y − PE y Em que: € ER : Redução de emissões da atividade de projeto durante o ano y (tCO2e) y BE y : Emissões da linha de base durante o ano y (tCO2e) PE y : Emissões do projeto durante o ano y (tCO2e) B.6.2. Dados e parâmetros que estão disponíveis na validação: Dado / Parâmetro: wOM Unidade: Descrição: Fonte do dado usada: Fração Ponderação do fator de emissão da margem de operação “Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico”. Versão 02.2.0 75% Valor determinado para plantas de energia eólica Valor usado: Justificativa da escolha do dado ou descrição dos métodos de medida e procedimentos usados: Comentários: Dado / Parâmetro: Unidade: Descrição: Esse valor será usado nos períodos subsequentes de crédito. w BM Fração Ponderação do fator de emissão da margem de construção ! 35 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board Fonte do dado usada: Valor usado: Justificativa da escolha do dado ou descrição dos métodos de medida e procedimentos usados: Comentários: “Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico”. Versão 02.2.0 25% Valor determinado para plantas de energia eólica Esse valor será usado nos períodos subsequentes de crédito. B.6.3. Cálculo ex-ante da redução de emissões: A redução de emissões foram estimadas ex-ante da seguinte maneira: (1) BE y = EGPJ,y ! EFgrid,CM ,y Em que: BE y : Emissões de linha de base no ano y (126.022 tCO2/ano); EGPJ ,y : Quantidade líquida de eletricidade gerada que é produzida e exportada para a rede elétrica como resultado da implementação da atividade de projeto de MDL no ano y (319.771 MWh/ano); € EFgrid ,CM ,y : € Fator de emissão de CO2 da margem combinada para a geração de energia conectada à rede elétrica no ano y calculada usando a versão mais recente da “Ferramenta para calcular o fator de emissão de um sistema elétrico” (0,3941 tCO2/MWh, com base em dados fornecidos pela AND brasileira para 2010). Conforme a ACM0002/Versão 12.1.0, para esta atividade de projeto, as emissões do projeto são zero ( PE y = 0 ) e as emissões fugitivas não são consideradas. (2) ERy = BE y − PE y Em que: € ER : Redução de emissões da atividade do projeto durante o ano y (126.022 tCO2e) y BE y : Emissões da linha de base durante o ano y (126.022 tCO2e) PE y : Emissões do projeto durante o ano y (0 tCO2e) Para maior detalhamento do cálculo ex-ante, veja planilha em anexo “SantaVitoriaPalmarChui_ExAnteCalculationEmissionReduction_v01_20111228.xls”. 36 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board Os parâmetros usados para os cálculos ex-ante estão compilados na Tabela 11. Tabela 11: Parâmetros usados para os cálculos ex-ante. Valor Descrição Comentário Redução de emissões no tCO2/ano 126.022 Calculado ano y Emissões da linha de tCO2/ano 126.022 Calculado base no ano y Para esta atividade de projeto (projeto Emissões do projeto no de geração de eletricidade por fonte tCO2/ano 0 ano y eólica), as emissões são nulas, conforme a ACM0002/Versão 12.2.0 Estimado como a geração de eletricidade total média anual líquida pela atividade de projeto, conforme relatórios de estudo de Quantidade líquida de ventos Inova Energy eletricidade gerada que (referencias: é produzida e exportada CerroChato4_InovaEnergy_20111128 para a rede elétrica MWh/ano 319.771 ; como resultado da CerroChato5_InovaEnergy_20111128 implementação da ; atividade de projeto de CerroChato6_InovaEnergy_20111128 MDL no ano y ; CerroTrindade_InovaEnergy_201111 28; Ibirapuita1_InovaEnergy_20111128) Estimado como a geração de eletricidade total média anual líquida pela atividade de projeto, conforme relatórios de estudo de ventos Inova Energy Quantidade líquida de (referencias: geração de eletricidade CerroChato4_InovaEnergy_20111128 exportada pela MWh/ano 319.771 ; planta/unidade de CerroChato5_InovaEnergy_20111128 projeto para a rede ; elétrica no ano y CerroChato6_InovaEnergy_20111128 ; CerroTrindade_InovaEnergy_201111 28; Ibirapuita1_InovaEnergy_20111128) Fator de emissão de Calculada de acordo com a CO2 da margem fórmula (3) na combinada para a seção B.6.1 deste DCP, como geração de energia indicado na "Ferramenta para calcular conectada à rede elétrica o fator de emissão para um sistema tCO2/MWh 0,3941 no ano y calculada elétrico", versão 02.2.1 no passo 6-A usando a versão mais (Calcule o fator de emissão da recente da “Ferramenta margem combinada para calcular o fator de média ponderada CM ") emissão de um sistema elétrico” Parâmetro Unidade ERy BEy PEy EGPJ,y EGfacility,y EFgrid,CM,y 37 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board EFgrid,OM,y EFgrid,BM,y wOM wBM tCO2/MWh tCO2/MWh 0,4787 0,1404 Fração 0,75 Fração B.6.4 Ano 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Total (toneladas de CO2e) 0,25 Fator de emissão de CO2 da margem de operação no ano y Fator de emissão de CO2 da margem de construção no ano y Ponderação do fator de emissão da margem de operação Ponderação do fator de emissão da margem de construção Fator de emissão da margem operacional do Sistema Interligado Nacional (2010), conforme publicado pela AND brasileira (http://www.mct.gov.br/index.php/co ntent/view/327118.html#ancora, acessado em 01/12/2011) Fator da margem de construção de emissão do Sistema Interligado Nacional (2010), conforme publicado pelo DNA brasileiro (http://www.mct.gov.br/index.php/co ntent/view/327118.html#ancora, acessado em 01/12/2011) Valor padrão para o vento projetos baseados em geração de eletricidade, como por "Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico" Valor padrão para o vento projetos baseados em geração de eletricidade, como por "Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico" Resumo da estimativa ex-ante da redução de emissões: Tabela 12: Resumo da estimativa ex-ante da redução de emissões. Estimativa de Estimativa das Estimativa das emissões emissões Estimativa da redução emissões da linha da atividade de projeto fugitivas líquida de emissões de base (toneladas (tonelada de CO2e) (toneladas de (toneladas de CO2e) de CO2e) CO2e) 0 126.022 0 126.022 0 126.022 0 126.022 0 126.022 0 126.022 0 126.022 0 126.022 0 126.022 0 126.022 0 126.022 0 126.022 0 126.022 0 126.022 0 882.154 0 B.7. Aplicação da metodologia de monitoramento e descrição do plano de monitoramento: B.7.1 Dados e parâmetros monitorados: 38 882.154 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board Dado / Parâmetro: EG facility,y = EGPJ,y Unidade: Descrição: MWh Quantidade líquida de geração de eletricidade exportada pela planta/unidade de projeto para a rede elétrica no ano y Medidas feitas no local da atividade de projeto Fonte do dado a ser utilizado: Valor do dado usado para calcular a redução de emissões esperada na seção B.5 Descrição dos métodos de medida e procedimentos a serem adotados: 319.771 Este parâmetro será continuamente analisada e monitorada. Valores serão agregados mensal e anual. Corresponde à geração de eletricidade líquida total pelos 16 instalações da atividade do projeto. Este parâmetro será monitorado em metros localizada no ponto de interligação com a rede nacional brasileiro (SIN). Procedimentos de QA/QC a serem adotados: Medição obtida no ponto de interligação com a rede nacional brasileira será examinada com a geração de eletricidade medido por metros na subestação elétrica, descontando as perdas elétricas que ocorrem em linhas de transmissão da subestação até a interligação à rede (Figura 3). Comentários: Estimada ex-ante como a geração de eletricidade total média anual líquida pela atividade de projeto, conforme relatórios de estudo de ventos Inova Energy (referências: CerroChato4_InovaEnergy_20111128; CerroChato5_InovaEnergy_20111128; CerroChato6_InovaEnergy_20111128; CerroTrindade_InovaEnergy_20111128; Ibirapuita1_InovaEnergy_20111128) Dado / Parâmetro: EFgrid,OM ,y Unidade: Descrição: Fonte do dado a ser utilizado: Valor do dado usado para calcular a redução de emissões esperada na seção B.5 Descrição dos métodos de medida e procedimentos a serem adotados: Procedimentos de QA/QC a serem adotados: Comentários: tCO2/MWh O fator de emissão da margem de operação de CO2 no ano y Comissão Interministerial de Mudança do Clima 0,4787 De acordo com a mais recente versão "Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico". De acordo com a mais recente versão "Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico" Para o primeiro período de crédito, o fator de emissão da margem de operação será atualizado anualmente, ex-post. Estimativa ex-ante do fator de emissão da margem de operação do Sistema Interligado Nacional (2010), conforme publicado pela AND brasileira 39 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board (http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/327118.html#ancora, acessado em 01/12/2011). Dado / Parâmetro: EFgrid , BM , y Unidade: Descrição: Fonte do dado a ser utilizado: Valor do dado usado para calcular a redução de emissões esperada na seção B.5 Descrição dos métodos de medida e procedimentos a serem adotados: Procedimentos de QA/QC a serem adotados: Comentários: tCO2/MWh Fator de emissão de CO2 da margem de construção no ano y Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima 0,1404 Conforme a versão mais recente da “Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico” Conforme a versão mais recente da “Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico” Para o primeiro período de crédito, o fator de emissão da margem de construção será atualizado anualmente, ex-post, incluindo aquelas unidades construídas até o ano de registro da atividade de projeto ou, se as informações até o ano de registro ainda não estiverem disponíveis, incluindo as unidades construídas até o último ano sobre o qual as informações estiverem disponíveis. Fator de emissão da margem de construção do Sistema Interligado Nacional (2010) estimado ex-ante conforme publicado pela AND brasileira (http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/327118.html#ancora, acessado em 01/12/2011). B.7.2. Descrição do plano de monitoramento: 1. Considerações Gerais O objetivos do plano de monitoramento é garantir o monitoramento completo, consistente, claro e acurado, assim como o cálculo de redução de emissões advindas da atividade de projeto durante todo o período de crédito. Os empresários ( que são o desenvolvedor do projeto e operador) do projeto será responsável pela implementação do plano de monitoramento, o qual se baseia no monitoramento da eletricidade líquida entregue à rede e do fator de emissão da rede elétrica. 1. Dados e Parâmetros monitorados Eletricidade líquida entregue à rede – EGfacility,y O monitoramento consiste na medição, compilação e arquivamento dos dados que se refere à eletricidade líquida gerada pela atividade de projeto e entregue à rede nacional brasileira (SIN). Estes dados serão cruzados com a geração de energia elétrica medida por metros para cada usina eólica na subestação elétrica, descontando as perdas elétricas que ocorrem em linhas 40 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board de transmissão da subestação até a interligação à rede (Figura 3). O operador do projeto irá monitorar este parâmetro de forma contínua e os dados serão consolidados por hora e mensal. Valores mensais serão utilizados para cruzamento de eletricidade despachados no ponto de interligação com a rede nacional brasileira e geração de energia elétrica medida por metros na subestação elétrica, descontando as perdas elétricas que ocorrem em linhas de transmissão da subestação até a interligação à rede. Registros relativos aos medidores usados na atividade de projeto(relatórios tipo, modelo e calibragem) serão mantidos em conformidade. Figura 3: Esquema de ligação simplificada indicando o ponto de entrega, localização dos medidores de tensão e transformação. Medidores de energia elétrica no ponto de interligação serão utilizados nos cálculos de redução de emissões; medidores localizados na subestação serão utilizados para cruzamento. O Operador do Sistema Elétrico Nacional (ONS) regula, através dos Procedimentos de Rede25, inter alia, as medidas da produção de eletricidade por faturamento (12o módulo). As informações relacionadas a esse módulo são necessárias para manter o Sistema de Medição para Faturamento (SMF) de acordo com o padrão especificado no documento “Especificações Técnicas das Medições para Faturamento”, para garantir não apenas o controle do processo de contabilização da energia pela CCEE, mas também a determinação das demandas pela ONS26. 25 Operador do Sistema Elétrico Nacional (ONS): Procedimentos de Rede. Disponível em www.ons.org.br/procedimentos/index.aspx. Acessado em 09 de agosto de 2011. 26 Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS): Procedimentos de Rede, Módulo 12 - Submódulo 12.1. Disponível em www.ons.org.br/procedimentos/index.aspx. Acessado em 09 de agosto de 2011. 41 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board Geralmente, o SMF é um sistema composto de medidores principais e de reserva, pelos transformadores de potência e corrente, os canais de comunicação entre o agente de energia/participante de projeto e a CCEE, e o sistema para coleta de dados e medição de faturamento27. De acordo com os Procedimentos de Rede da ONS, submódulo 12.1, o SMF deve ser instalado na conexão das plantas com a rede elétrica para medir a geração líquida dessas plantas, que serão usadas para contabilização e consolidação da eletricidade na CCEE. Os dados armazenados nos medidores são coletados pelo Sistema de Coleta de Dados de Energia (SCDE) da CCEE, remotamente e automaticamente através de acesso direto aos medidores do participante de projeto. Esses dados coletados são processados no SCDE para contabilização da eletricidade pela CCEE e são disponibilizados para todos os participantes do mercado de energia para controlar seus respectivos rendimentos27. Os medidores de energia devem ser: multifásicos, 3 elementos, 4 fios (para sistemas de 4 fios), de frequência de taxa do sistema, corrente controlada de acordo com o transformador de corrente secundária, tensão nominal de acordo com o transformador de potência secundária. Os medidores devem ter independência dos elementos e sequência de fases, garantindo o mesmo desempenho em testes monofásicos e trifásicos27. Os sistemas de medição são concebidos e implementados de acordo com os padrões da Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) ou a Comissão Eletrotécnica Internacional (International Electrotechnical Commission - IEC), garantindo a qualidade do sistema. Além disso, os medidores terão certificado de conformidade de concepção aprovados e emitidos pelo Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial (INMETRO)27. Com relação à classe de precisão dos medidores de energia, eles devem atender a todos os requisitos metodológicos relevantes prescritos no Regulamento Técnico Metrológico (RTM) para medidores de energia de classe 0,2, aprovados pelo INMETRO. A classe 0,2 de medidores de energia, também identificados como medidores de energia índice D, admite erros nas medidas de até ±0,2%27. Os medidores de energia possuem memória capaz de armazenar dados de energia ativa, reativa e demanda de maneira bidirecional, tensões e correntes em intervalos de integração programáveis de 5 a 60 minutos durante um período mínimo de 32 dias. Esses medidores também devem ser equipados com um sistema de preservação e registro em caso de perda de energia, armazenando dados em memória não volátil por pelo menos 100 horas. Além disso, possuem pelo menos duas portas de comunicação independentes com acesso concorrente ou que permitem a priorização de um deles. Um será para uso exclusivo da CCEE e outro para acesso de agentes envolvidos no ponto de medição. A porta de comunicação da CCEE será pareada com um canal de internet estável e de bom desempenho, que será estabilizado sob um túnel VPN (Virtual Private Network) entre o medidor e a CCEE. Os medidores serão capazes de gerenciar o acesso concorrente às suas portas de comunicação de modo a permitir acesso a qualquer momento aos registros da memória dos medidores via porta de comunicação da CCEE27. 27 Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS): Procedimentos de Rede, Módulo 12 - Submódulo 12.2. Disponível em www.ons.org.br/procedimentos/index.aspx. Acessado em 09 de agosto de 2011. 42 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board Além das medidas de eletricidade realizadas pelos proprietários do projeto, toda a eletricidade entregue à rede elétrica será monitorada online pela CCEE. Essa entidade é responsável pelas leituras mensais e manutenção dos registros da energia gerada. Se qualquer problema acontecer no nível do medidor, a leitura correspondente à quantidade de energia durante o tempo do problema não será perdida devido à leitura online realizada pela CCEE. Conforme mencionado anteriormente, de modo a garantir a qualidade dos dados usados no cálculo das reduções de emissões, os proponentes de projeto fornecerão à EOD os registros do banco de dados da CCEE, porque os dados dessa entidade servirão para verificar a eletricidade fornecida à rede elétrica. Os medidores de reserva são iguais ou equivalentes aos medidores principais, instalados no mesmo painel, com a mesma informação para corrente e tensão sob os mesmos padrões técnicos. A fim de se garantir a operação efetiva do SMF, manutenção preventiva será realizada e, onde necessário, também manutenção corretiva. Inspeções também serão conduzidas para verificar a correta operação dos medidores27. A frequência da manutenção preventiva do SMF é de no máximo dois anos. Esse cronograma pode mudar com base na ocorrência histórica observada em todas as plantas, considerando o cronograma de falhas. O medidor que, depois da calibração, apresentar erros fora do intervalo especificado pelo padrão deve ser substituído28. A calibração dos medidores será conduzida por uma organização qualificada que deve se adequar aos padrões nacionais e regulações industriais para garantir a precisão. Após a calibração, os medidores devem ser selados para garantir a segurança e os certificados de calibração devem ser arquivados com os outros registros de monitoramento. O prazo de validade para a calibração dos medidores segue, portanto, os Procedimentos de Rede da ONS, Módulo 12, Submódulo 12.3. Até o momento da finalização desse documento, a frequência de calibração é de no máximo dois anos, mas, em caso de quaisquer alterações ocorridas nos Procedimentos de Rede da ONS, os proprietários do projeto seguirão as regras das organizações setoriais relevantes (e.g. ONS, ANEEL, CCEE, etc). Todos os medidores instalados serão testados e calibrados de acordo com as regulações fornecidas pela CCEE. Além disso, caso quaisquer erros sejam detectados no dispositivo de medição, esse será imediatamente substituído pelo medidor de reserva, que será previamente calibrado. O dispositivo de medição danificado será reparado, recalibrado e retornará ao sistema de monitoramento. Caso haja qualquer alteração nos Procedimentos de Rede da ONS e nos documentos relacionados, os participantes de projeto deverão seguir as regras determinadas pelas organizações relevantes do setor (por exemplo, ONS, ANEEL, CCEE, etc) para o monitoramento da eletricidade líquida entregue à rede elétrica (EGfacility,y). Os procedimentos de monitoramento descritos acima refletem o que é atualmente requisitado pela ONS e pela CCEE. Em caso de qualquer alteração desses requisitos, os novos procedimentos substituirão o que está descrito acima. 28 Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS): Procedimentos de Rede, Módulo 12 - Submódulo 12.3. Disponível em www.ons.org.br/procedimentos/index.aspx. Acessado em 09 de agosto de 2011. 43 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board Fator de Emissão – EFgrid,OM,y, EFgrid,BM,y and EFgrid,CM,y O plano de monitoramento também inclui parâmetros tais como o fator de emissão de CO2 da margem de operação para unidades de energia no topo da ordem de despacho ( EFgrid,OM ,y ), o fator de emissão de CO2 da margem de construção ( EFgrid,BM ,y ) do SIN e o fator de emissão de CO2 da margem combinada ( EFgrid,CM ,y ). Esses parâmetros serão obtidos da Comissão Interministerial sobre Mudança Climática, que calcula e publica EFgrid,OM ,y e EFgrid,BM ,y de acordo com a “Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico”. Esses parâmetros publicados, junto com os registros de eletricidade líquida fornecida ao SIN pela atividade de projeto, serão usados para o cálculo da margem combinada anual ( EFgrid,CM ,y ) e, por fim, para o cálculo das reduções de emissões atingidas pela atividade de projeto. Caso a AND brasileira deixe de publicar EFgrid,OM ,y EFgrid,BM ,y e/ou EFgrid,CM ,y , os participantes de , projeto poderão decidir entre usar seus próprios fatores de emissão ou fatores de emissão calculados por uma terceira parte, seguindo a “Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico”. Todos os dados coletados no plano de monitoramento serão arquivados e mantidos por pelo menos 2 anos após o final do período de crédito ou 2 anos após a última emissão de RCE para esta atividade de projeto, valendo o que ocorrer por último. 1. Estrutura de Monitoramento A estrutura operacional e de manejo que o operador de projeto irá implementar no intuito de monitorar a redução de emissões alcançada pela atividade de projeto está ilustrada no fluxograma na Figura 4. Equipe Administrativa Gerente de Operação Equipe de Operação da Planta Figura 4: Estrutura operacional e de gerenciamento que o operador do projeto irá implementar no intuito de monitorar a redução de emissões alcançada pela atividade de projeto. As funções e as responsabilidade dentro de cada estrutura mostrada na figura 4 é descrita em detalhes nos parágrafos abaixo. 44 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board Equipe Administrativa: Responsável por acompanhar o validador durante a visita de verificação e fornecer toda a documentação necessária relacionada aos registros da eletricidade líquida fornecida à rede elétrica. Se aplicável, no momento de verificação pela EOD, a Equipe Administrativa fornecerá acesso aos registros do banco de dados da CCEE de modo a demonstrar que os dados de geração elétrica são consistentes e precisos. A Equipe Administrativa encaminhará toda a informação em mídia eletrônica à WayCarbon em frequência mínima bimestral. Gerente de Operação: Responsável pelo registro e pela identificação dos dados referentes ao fornecimento líquido de eletricidade à rede. Suas atribuições incluem também garantir que os dados monitorados referentes à geração líquida de eletricidade sejam continuamente enviados (online) à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. Equipe de Operação da Planta: Responsável pela supervisão geral da operação da planta e pela supervisão dos medidores. Suas atribuições incluem garantir que os medidores incluídos no presente plano de monitoramento sejam calibrados e sejam submetidos à manutenção conforme as regulamentações aplicáveis e recomendações do fabricante. Quaisquer procedimentos de calibração dos medidores serão relatados à Equipe Administrativa. Procedimentos de Treinamento De modo a garantir a precisão dos dados monitorados e garantir a qualidade do plano de monitoramento, a Equipe Administrativa receberá treinamento nas metodologias de monitoramento, procedimentos e arquivamento pela WayCarbon. Então, o Gerente de MDL treinará a equipe do projeto no que diz respeito ao monitoramento do MDL. O curso de treinamento cobre: treinamento inicial em MDL, metodologia de monitoramento, procedimentos de monitoramento e requisitos e arquivamento. 2. Compilação dos Relatórios de Monitoramento Como mencionado anteriormente, os dados monitorados serão enviados para a Companhia de Consultoria de MDL (WayCarbon Soluções Ambientais e Projetos de Carbono LTDA.) numa base bimestral, no mínimo. Além de ser responsável por coletar as informações necessárias ao cálculo do fator de emissão da rede elétrica ( EFEL,DD,h e EFgrid ,BM ,y ), a Companhia de Consultoria de MDL irá compilar relatórios de monitoramento e será responsável pelos cálculos da redução de emissões alcançada pela atividade de projeto. € € B.8. Data de término da aplicação do estudo de linha de base e da metodologia de monitoramento e o nome da pessoa (s)/ entidade (s) responsável (is): Data de término da aplicação de estudo de linha de base e metodologia de monitoramento: 06/01/2012. Equipe responsáveis: Sr. Fábio Weikert Bicalho; Srta. Juliana Miranda Mitkiewicz; Srta. Luísa Guimarães Krettli. 45 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board WayCarbon Soluções Ambientais e Projetos de Carbono LTDA. (Participante do Projeto) Av. Av. Paulista, 37 10º andar – Bela Vista 01311-902- São Paulo - SP Tel: +55 (11) 3372-9572 E-mail: [email protected] URL: http://www.waycarbon.com SEÇÃO C. C.1. Duração da atividade de projeto / período de crédito Duração da atividade de projeto: C.1.1. Data de início da atividade de projeto: 17/08/2011 A data de início de projeto corresponde ao 12º Leilão de Energia Nova (n º 02/201129), em que as cinco plantas eólicas de geração de eletricidade Cerro Chato IV, Cerro Chato V, Cerro Chato VI, Cerro dos Trindade e Ibirapuitã foram contratados. Isso ocorre porque os empresários têm escolhido um modelo de negócio que associa a contratação e a execução da modalidade “chave-na-mão” da planta com as empresas EFACEC e ICCILA em caso de sucesso dos empresários sobre a participação no leilão. Mais especificamente, como a empresa vendeu a energia no leilão mencionado, o pré-contrato com os fornecedores passou a ser válido a partir dessa data (referência:Efacec-Iccila_PreContract_20110817). Por outro lado, se os empresários não tivessem vendido a eletricidade no leilão, a implementação “ da modalidade “chave-na-mão” e o pré-contrato não teria tido efeito. Portanto, esta é a primeira das datas em que a implementação ou construção ou ação real ocorreu. C.1.2. Vida útil operacional esperada da atividade de projeto: 20 anos e zero meses30. C.2. Escolha do período de crédito e informações relacionadas: C.2.1. Período de crédito renovável: C.2.1.1. Data de início do primeiro período de crédito: 01/01/2013 ou a data de registro da atividade de projeto no CDM-UNFCCC, o que for mais tarde. 29 12º Leilão de Energia Nova (Leilão nº 02/2011). Disponível em http://www.ccee.org.br/cceeinterdsm/v/index.jsp?vgnextoid=38820a6c2930f210VgnVCM1000005e0101 0aRCRD. Acessado em 07/Dez/2011. Reference: 12thNewEnergyAuction_Results 30 ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) Manual de Gerenciamento do Setor Elétrico (ElectricalSectorEndowmentManagementHandbook_ANEEL_2009, na página 215) estabelece 5% de taxa de depreciação por ano para aerogeradores, que corresponde ao tempo de vida de 20 anos. 46 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board C.2.1.2. Duração do primeiro período de crédito: 7 anos e zero meses. C.2.2. Período de crédito fixo: C.2.2.1. Data de início: C.2.2.2. Duração: Não se aplica. Não se aplica. SEÇÃO D. Impactos ambientais D.1. Documentação referente à análise dos impactos ambientais, incluindo impactos fora de seus limites: O licenciamento ambiental é a principal ferramenta na implementação de políticas ambientais no Brasil, com o objetivo principal de padronizar as avaliações de impactos ambientais e elaboração de planos de controle para poluentes empresas. Brasileiro do Meio Ambiente do Conselho Nacional (CONAMA - Conselho Nacional de Meio Ambiente) Deliberações Normativas números 01/86 e 237/97 do Estado que as avaliações de impacto ambiental deverão ser realizadas antes da instalação de novos empreendimentos ou antes da expansão / modificação das atividades existentes. A construção e operação desses empreendimentos não são permitidos até a emissão de licenças ambientais. De acordo com o Regulamento Federal n º 9.433/1997, artigo 52, o Estado ou Municipal agências ambientais são as autoridades encarregadas de emitir Licenças Ambientais dentro de cada Unidade da Federação (Estados ou Municípios), ou pelo órgão ambiental federal (Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – IBAMA), dependendo do escopo, escala e limites da atividade. No Rio Grande do Sul, a Fundação de Proteção Ambiental do Rio Grande do Sul (FEPAM) é responsável por licenciamento ambiental no nível estadual. De acordo com a Resolução Federal CONAMA 001/86, as atividades que utilizam recursos naturais e que são consideradas como empreendimentos com alta degradação ou alto potencial de poluição deve ter sua avaliação de impacto ambiental e relatório de impacto ambiental elaborado para obter as licenças ambientais. Geração de energia elétrica, independentemente da fonte de energia, com potencial superior a 10 MW, está entre essas atividades. Portanto, a atividade de projeto simplificado Relatórios Ambientais (Relatório Ambiental Simplificado - RAS)31, que descreve os impactos ambientais que podem ser causadas pela 31 RAS (Relatório Ambiental Simplificado) avalia os impactos ambientais da atividade de projeto e é exigido pela FEPAM e DEMA / SEPLAMA para a Licença Prévia (LP) a concessão deste tipo de atividade de projeto (referências:CerroChato4_RAS; CerroChato5_RAS; CerroChato6_RAS;CerroTrindade_RAS; Ibirapuita1 _RAS). 47 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board implementação do projeto, design e operação, foram submetidos à FEPAM (parques de Cerro Chato V, Cerro Chato VI e Ibirapuitã I) e o DEMA/SEPLAMA (parques Cerro Chato IV e Cerro dos Trindade), para obter a Licença Prévia LP. O RAS enumera os impactos ambientais que podem estar associados à atividade de projeto, e propõe ações de mitigação e os programas, quando necessário. A Licença Prévia também apresenta ações obrigatórias para prevenir ou reduzir os impactos ambientais ao projetar as instalações da atividade de projeto. Os principais impactos associados à operação da atividade do projeto são: • A poluição sonora: de acordo com RAS, o ruído produzido pelos aerogeradores não alcança grandes distâncias, afetando apenas imediações Complexo Eólico. Por essa razão, aerogeradores serão instalados pelo menos 400 m de distância das residências permanentemente ocupados; • Perdas da Avifauna: embora a área diretamente afetada pelo empreendedorismo está fora das rotas das aves avaliadas como migratórias, o aerogeradores serão instalados, pelo menos, 600 m além do habitat relevantes da avifauna. Além disso, corredores de avifauna serão implementados em caso de aerogeradores estarem localizados entre dois importantes habitats avifaunal localizado nas proximidades do Complexo Eólico. FEPAM (parques de Cerro Chato V, Cerro Chato VI e Ibirapuitã I) e DEMA/SEPLAMA (parques Cerro Chato IV e Cerro dos Trindade) emitiram as licenças ambientais para o desenvolvimento da atividade de projeto, identificado como: • • • • • Cerro Chato IV: o Licença Prévia: no 00021 - 2010, emitida em 30/06/2010 e válida até 30/06/2011 o Licença de instalação: no 00076/2011, emitida em 22/07/2011 e válida até 22/07/2012. Cerro Chato V: o Licença Prévia: no 302/2011-DL, emitida em 23/03/2011 e válida até 22/03/2013; Cerro Chato VI: o Licença Prévia: no 300/2011-DL, emitida em 23/03/2011 e válida até 22/03/2013 Cerro dos Trindade: o Licença Prévia: no 00018 - 2010, emitida em 25/06/2010 e válida até 25/06/2011; o Licença de instalação: no 00078/2011 issued in 22/07/2011, and valid until 22/07/2012. Ibirapuitã I: o Licença Prévia: no 301/2011-DL, emitida em 23/03/2011e válida até 22/03/2013; Por meio do licenciamento prévio, o órgão ambiental avalia a localização e a concepção do empreendimento, atestando a viabilidade ambiental e estabelecendo os requisitos básicos para as próximas fases do licenciamento. 48 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board A Licença de Instalação autoriza o início da implementação do empreendimento, de acordo com os planos e projetos aprovados, incluindo os procedimentos de controle ambiental e outras restrições impostas pela FEPAM ou DEMA/SEPLAMA. Relatórios Ambientais Simplificados (RAS) e Licenças Prévias e de Instalação foram colocados à disposição da EOD durante a validação. D.2. Se os impactos ambientais são considerados significantes pelos participantes do projeto ou pela Parte Anfitriã, favor fornecer as conclusões e todas as referências que baseiam a documentação da avaliação de impacto ambiental tratada de acordo com os procedimentos requeridos pela Parte Anfitriã: No caso de uma usina de energia eólica, o impacto ambiental é muito pequeno quando comparado com outras alternativas para geração de energia. As intervenções sobre o ambiente físico pela atividade do projeto em suas fases de planejamento, implementação e operação foram categorizadas e os seus impactos ambientais associados foram identificados no RCAs; ações para prevenir, mitigar ou compensar eles foram propostos nesses documentos. SEÇÃO E. Comentários das partes interessadas E.1. Breve descrição de como as partes interessadas foram convidadas e como os comentários foram compilados: As partes interessadas foram convidadas em 23/12/201132 seguindo os procedimentos da Autoridade Nacional Designada para esse propósito, definidos pela Resolução No 07 da Comissão Interministerial de Mudança do Clima (CIMGC). Dessa forma, as partes interessantes relevantes foram mapeados e convidados a visitar o sítio eletrônico http://www.munduscarbo.com/projetos.htm no intuito de acessar a documentação do projeto que inclui o MDL-DCP e sua versão em inglês. Essa documentação estará acessível no sítio da internet acima ao longo de todo o período de registro. As seguintes partes interessadas receberam cartas comunicando sobre a atividade de projeto de MDL: • Prefeitos dos Municípios da atividade de projeto; • Representantes das Câmaras Legislativas dos Municípios da atividade de projeto; • Órgão Ambiental Estadual; • Órgãos Ambientais Municipais; • Fórum Brasileiro de ONGs e Movimentos Sociais para o Meio Ambiente e o Desenvolvimento (FBOMS); • Associações comunitárias locais; 32 Cartas -convite: SantanaLivramento_StakeholdersInvitationLetters_ 20111223 49 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board • Ministérios Públicos estadual e federal. E.2. Resumo dos comentários recebidos: Até o momento da conclusão deste documento, nenhum comentário foi recebido. E.3. Relatório sobre como a devida consideração foi dada aos comentários recebidos: Considerando a Seção E.2 do PDD, nenhuma ação será tomada pelos participantes do projeto. 50 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board Anexo 1 INFORMAÇÃO DE CONTATO DOS PARTICIPANTES DA ATIVIDADE DE PROJETO Organização: Rua/número: Prédio: Cidade: Estado/Região: CEP: País: Telefone: FAX: E-Mail: URL: Representado por: Titulo: Saudação: Último nome: Nome do meio: Primeiro nome: Departmento: Celular: FAX direto: Tel direto: E-mail pessoal: Livramento Holding S.A. Deputado Antônio Edu Vieira Street, 999. Pantanal Florianópolis Santa Catarina State 88040-901 Brazil 55 48 32317000 55 48 32344040 [email protected] José Renato Vieira Mr. Vieira José Renato 55 48 32344040 55 48 32317000 51 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board Organização: Rua/número: Prédio: Cidade: Estado/Região: CEP: País: Telefone: FAX: E-Mail: URL: Representado por: Titulo: Saudação: Último nome: Nome do meio: Primeiro nome: Departmento: Celular: FAX direto: Tel direto: E-mail pessoal: WayCarbon Soluções Ambientais e Projetos de Carbono Ltda. Av. Paulista, 37, 10th floor São Paulo SP 01311-902 Brazil 55 11 3372 9595 55 11 3372 9577 [email protected] www.waycarbon.com.br Matheus Lage Alves de Brito Director Mr. Alves de Brito Lage Matheus 55 11 3372 9595 [email protected] 52 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board Anexo 2 INFORMAÇÕES RELACIONADAS A FINANCIAMENTO PÚBLICO Não se aplica. Nenhum financiamento público foi concedido à atividade de projeto. 53 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board Anexo 3 INFORMAÇÕES DA LINHA DE BASE Toda a informação pertinente é fornecida ao longo do texto. 54 PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03 CDM – Executive Board Anexo 4 INFORMAÇÕES DE MONITORAMENTO Toda a informação pertinente é fornecida ao longo do texto. ----- 55
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