DCP PCH Segredo

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DCP PCH Segredo

FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO
(CDM PDD) - Versão 3
MDL – Conselho Executivo
página 1
MECANISMO DE DESENVOLVIMENTO LIMPO
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO (CDM-PDD)
Versão 3 - em vigor desde: 28 de julho de 2006
SUMÁRIO
A.
Descrição geral da atividade do projeto
B.
Aplicação de uma metodologia de linha de base e monitoramento
C.
Duração da atividade do projeto/período de obtenção de créditos
D.
Impactos ambientais
E.
Comentários das partes interessadas
Anexos
Anexo 1: Informações de contato dos participantes da atividade do projeto
Anexo 2: Informações sobre financiamento público
Anexo 3: Informações sobre a linha de base
Anexo 4: Plano de monitoramento
página 2
SEÇÃO A.
A.1.
Descrição geral da atividade do projeto
Título da atividade do projeto:
Título do Projeto: Projeto da Pequena Central Hidrelétrica Segredo
Versão do Documento: 1
Data: 23/01/2012
A.2.
Descrição da atividade do projeto:
O Projeto da Pequena Central Hidrelétrica Segredo (daqui em diante referida como “PCH Segredo”) irá
explorar o potencial hidrológico do rio Juruena, localizado próximo aos municípios de Campos de Júlio e
Sapezal, no Estado do Mato Grosso, região centro-oeste do Brasil.
O Projeto tem uma capacidade instalada de 26,12 MW e espera-se a geração de uma média de 204.020
MWh por ano, considerando um conjunto de duas turbinas Kaplan, de eixo vertical, e dois geradores. O
projeto será conectado ao Sistema Interligado Nacional (SIN1), a rede elétrica nacional gerenciada pelo
Operador Nacional do Sistema (ONS2) – conforme o descrito no Anexo 3 – Informações sobre a Linha de
Base -, através da subestação de Parecis com uma linha de transmissão de 138 kV. Na ausência da
atividade de projeto, o cenário de linha de base seria a continuação da situação atual: a geração de
energia da PCH Ilha Comprida seria gerada em usinas existentes e novas conectadas à rede.
A atividade de projeto aqui proposta reduz a emissão de gases de efeito estufa (GEE) que de outra
maneira teriam ocorrido na ausência do projeto, evitando a geração de energia elétrica por meio de fontes
fósseis nas margens de operação e construção do sistema. É importante ressaltar que estimativas de
cenários futuros mostram um aumento no consumo de combustíveis fósseis, com base na intenção do
governo brasileiro em diversificar a matriz energética do país como apresentado em seus últimos estudos.
De acordo com o Plano Decenal de Expansão de Energia – PDE (2006-2015) 3, elaborado pelo Ministério
de Minas e Energia, em seu cenário de referência, se prevê um aumento de 69% na geração térmica entre
2006 e 2015, contra um aumento de 40% na geração hidrelétrica no mesmo período. A partir de 2015, o
previsto pelo Plano é que as fontes térmicas da região Centro-Sul do sistema contribuirão com 48% da
energia elétrica fornecida à rede, como ilustrado na figura a seguir:
1
2
3
http://www.ons.org.br/conheca_sistema/o_que_e_sin.aspx
http://www.ons.org.br/home/
Brazilian Decennial Plan for Electric Energy Expansion (2006-2015). Available in:
http://www.epe.gov.br/PDEE/Forms/EPEEstudo.aspx
página 3
Figura 1 – Capacidade Instalada Termelétrica por Subsistema no cenário de referência
Fonte: PDE (2006-2015)
Os países da America Latina e da região do Caribe expressaram seu comprometimento em atingir uma
meta de 10% de fontes renováveis em relação ao total de energia utilizada na região. Por meio de uma
iniciativa dos Ministérios do Meio Ambiente em 2002 (UNEP-LAC, 2002), uma reunião preliminar foi
feita na Cúpula Mundial para desenvolvimento Sustentável em Johanesburgo, em 2002. No Plano de
Implementação Final publicado neste encontro, nenhuma meta especifica ou calendário foi apresentado,
porém, sua importância foi reconhecida por atingir a sustentabilidade de acordo com as Metas de
Desenvolvimento4.
A privatização do setor elétrico brasileiro, iniciada em 1995, foi empreendida esperando tarifas
adequadas e melhores preços para os geradores. Chamou a atenção de investidores para possíveis
alternativas que não eram disponíveis no mercado planejado centralizado de eletricidade. No fim dos
anos 90, um forte aumento na demanda junto com um aumento abaixo da média na capacidade instalada
causou o racionamento/crise de 2001/2001. Uma das soluções oferecidas pelo governo foi uma legislação
mais flexível favorecendo produtores independentes de eletricidade em pequena escala. Ademais, a
ocasional elegibilidade de acordo com Mecanismo de Desenvolvimento Limpo do Protocolo de Kyoto
chamou atenção de investidores para projetos de hidrelétricas.
4
Plano de Implementação WSSD, Parágrafo 19 (e): “Diversificar o fornecimento de energia pelo desenvolvimento
de tecnologias de energia avançadas, mais limpas, mais eficientes, acessíveis aefeito de custo, incluindo tecnologias
de combustíveis fósseis e de energias renováveis, hidrelétricas incluídas, e suas transferências para países em
desenvolvimento em termos concessionais de acordo mútuo. Com um senso de urgência, sustentabilidade aumenta a
quantidade de fontes renováveis de energia com o objetivo de aumentar sua contribuição para o fornecimento total,
reconhecendo o papel de metas e iniciativas nacionais e regionais voluntários, onde elas existem, e assegurando que
as políticas energéticas são apoiadas pelo esforço para erradicar a pobreza em países em desenvolvimento, e avaliar
regularmente dados disponíveis para rever o progresso até agora”
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Contribuição do projeto ao desenvolvimento sustentável
A atividade de projeto proposta tem o objetivo de auxiliar o Brasil atender sua crescente demanda por
eletricidade devido ao desenvolvimento econômico do país, e a aumentar a participação de fontes
renováveis de energia na rede nacional. Esta fonte limpa e renovável de energia também terá uma
importante contribuição ao desenvolvimento sustentável pela redução da emissão de gases de efeito
estufa (GEE), por evitar a geração de eletricidade por usinas de combustível fóssil conectadas à rede.
A PCH Segredo irá melhorar o fornecimento de eletricidade a partir do potencial renovável hidrológico
enquanto contribuirá também ao desenvolvimento econômico regional/local. Este desenvolvimento será
alcançado pela redução da dependência nacional de combustíveis fósseis, reduzindo, portanto a poluição
gerada e seus custos associados. O projeto também irá contribuir para o aumento de oportunidades de
emprego na área em que está localizado, pela construção da usina e por sua operação e manutenção.
A.3.
Participantes do projeto:
Por gentileza, indique se a parte
envolvida deseja ser considerada
como participante do projeto
(Sim/Não)
Nome da parte envolvida (*)
((o anfitrião) indica a parte
anfitriã)
Entidade(s) privada(s) e/ou
pública(s) participantes do
projeto (se for o caso):
Não
Brasil (anfitrião)
Entidade
Privada:
Segredo
Energia S.A.
Entidade Privada: Carbon do
Brasil Consultoria Empresarial
Ltda.
Entidade Privada:
Corporation
Não
Japão
Mitsubishi
Não
(*) De acordo com as modalidades e procedimentos do MDL, no período de disponibilizar o DCP-MDL
ao público no estágio de validação, uma parte envolvida pode ou não ter fornecido sua aprovação. No
momento de solicitar o registro, é necessária a aprovação da(s) Parte(s) envolvida(s).
Tabela 1 – Partes e entidades privadas e públicas envolvidas na atividade
A.4.
Descrição técnica da atividade do projeto:
A.4.1. Local da atividade do projeto:
A.4.1.1.
Brasil
Parte(s) anfitriã(s):
página 5
A.4.1.2.
Região/Estado/Província, etc.:
A.4.1.3.
Município/Cidade/Comunidade, etc.:
Mato Grosso
Campos de Júlio e Sapezal
A.4.1.4.
Detalhes da localização física, inclusive informações
possibilitem a identificação inequívoca desta atividade de projeto (máximo de uma página):
que
A PCH Segredo localiza-se no rio Juruena, nos municípios de Campos de Júlio e Sapezal, região noroeste
do Estado do Mato Grosso. A localização de ambas as cidades é apresentada na Figura 2. As coordenadas
geográficas da atividade de projeto são latitude 13°13’22.3’’ S e longitude 59°01’36.3’’ O. A Figura 3
mostra a localização do projeto.
Sapezal
Campos
de Júlio
Figura 2 – Localização Geográfica de Campos de Júlio e Sapezal
Fonte: http://pt.wikipedia.org/wiki/Ficheiro:MatoGrosso_Municip_Sapezal.svg
http://pt.wikipedia.org/wiki/Ficheiro:MatoGrosso_Municip_CamposdeJulio.svg
página 6
Figura 3 – Localização Geográfica da atividade de projeto
Fonte: Google Earth
A.4.2. Categoria(s) da atividade do projeto:
Escopo Setorial 1 - Indústrias de Energia (Fontes Renováveis / Não Renováveis)
A.4.3. Tecnologia a ser empregada pela atividade do projeto:
Os equipamentos e a tecnologia a serem empregados na atividade de projeto foram aplicados com
sucesso em projetos similares no Brasil e no mundo e o projeto cumpre com toda a legislação brasileira
para projetos de usinas hidrelétricas. Ademais, o projeto compreende equipamentos somente nacionais e,
portanto, não há nenhuma transferência de tecnologia ou conhecimento ao país anfitrião do projeto. O
arranjo geral da PCH Segredo é apresentado na Figura 4.
A PCH Segredo terá uma capacidade instalada de 26,12 MW e irá explorar o potencial hidrológico
renovável do rio Juruena, com um reservatório de 4,09 km².
página 7
A subestação da atividade de projeto será conectada a duas outras usinas, a PCH Sapezal e a PCH Ilha
Comprida, com 10 km de comprimento e de circuito simples em 138 kV. A eletricidade é gerada em uma
tensão de 13,8 kV, sendo elevada no transformador da usina a 138 kV para ser entregue à rede nacional 5.
A eletricidade gerada pela PCH Segredo será transmitida pela linha de transmissão até a subestação da
rede, na cidade de Parecis, Estado do Mato Grosso.
O cenário de linha de base do projeto, como identificado na seção B.4., é a continuação da situação atual,
i.e. utilizar o equipamento de geração de energia já existente e utilizado antes da implantação da
atividade de projeto. A geração adicional de energia elétrica decorrente da implantação da atividade de
projeto seria gerada em usinas novas e já existentes conectadas à rede.
A atividade de projeto tem uma potência de densidade maior do que 10 W/m² e, portanto, as emissões de
CH4 derivadas do reservatório não são consideradas. No entanto, emissões de CO2 do cenário de linha de
base pela geração de energia em usinas de combustíveis fósseis na rede que são compensadas pela
atividade de projeto são consideradas.
Os equipamentos que serão instalados no local do projeto são:
 Turbinas: 2 (duas) tipo Kaplan, eixo vertical;
 Geradores: 2 (dois) síncronos, eixo vertical.
As tabelas apresentadas a seguir mostram os principais equipamentos e informações técnicas referentes à
atividade de projeto:
PARAMETRO
Capacidade Instalada (MW)
Energia Assegurada (MWmed)
Geração estimada (MWh/ano)
Área do reservatório (km²)
Queda d’água (m)
Vazão nominal por turbina (m³/s)
Geração em baixa voltagem (kV)
Geração em alta voltagem (kV)
INFORMAÇÃO
26,12
23,29
204.020
4,09
16,18
92,80
13,8
138
REFERÊNCIA
Contrato de compra de equipamentos
hidromecânicos n°15-2010
Projeto Básico Consolidado
Tabela 2 – Características dos equipamentos
5
As stated in ANEEL’s Resolution #2,942 of 07/06/2011, available at:
http://www.aneel.gov.br/cedoc/rea20112942.pdf
página 8
RESERVATÓRIO
Nível de água (montante)
Nível máximo
380 m
Nível mínimo
380 m
Nível de água (jusante)
Nível máximo
364,72 m
Nível mínimo
362,80 m
Vazão
Vazão média a longo termo
(MLT)
Vazão máxima mensal
169,76 m³/s
Vazão mínima mensal
Vazão específica em 95% do
tempo
208,56 m³/s
144,98 m³/s
144,98 m³/s
Tabela 3 – Reservatório
TURBINAS
Características Gerais
Tipo
Kaplan, eixo vertical
Unidades
2
Queda de Referência
16,00 m
Vazão Unitária Nominal 92,80 m³/s
Potência Unitária
13,40 MW
Tabela 4 – Turbinas
GERADORES
Características Gerais
Tipo
Síncrono, eixo vertical
Unidades
2
Tensão Nominal
13,8 kV
Potência Unitária Nominal 14,51 MVA
Fator de Potência
0,9
Tabela 5 – Geradores
página 9
Figura 4 – Arranjo Geral da PCH Segredo
página 10
A.4.4. Quantidade estimada de reduções de emissões ao longo do período de obtenção de
créditos escolhido:
O projeto deverá gerar uma redução estimada de 313.525 tCO2e durante o período de crédito renovável
de 7 anos selecionado. Observe que as reduções de emissão reais serão baseadas nos dados de
monitoramento, podendo diferir da estimativa apresentada abaixo.
01/09/2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
31/08/2019
Estimativa Anual de redução de
emissão em tCO2e
11.197
44.789
44.789
44.789
44.789
44.789
44.789
33.592
Estimativa total de reduções (tCO2e)
313.525
Número total de anos de obtenção de
créditos
7
Estimativa Anual de redução de
emissão (tCO2e)
44.789
Ano
Tabela 6 – Estimativa de redução de emissões do projeto da PCH Segredo
A.4.5. Financiamento público da atividade do projeto:
Não há financiamento público das Partes do Anexo I neste projeto.
SEÇÃO B.
Aplicação de uma metodologia de linha de base e monitoramento
B.1.
Título e referência da metodologia aprovada de linha de base e monitoramento aplicada à
atividade do projeto:
-
EB65/Anexo 16 - ACM0002 – “Metodologia Consolidada de linha de base para geração de
energia elétrica por fontes renováveis conectadas à rede” (versão 12.2);
EB65/Anexo 21 - "Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade" (versão 06);
EB61/Anexo 12 - "Ferramenta para calcular o Fator de Emissão de um sistema elétrico" (versão
02.2.1).
Para maiores informações acerca da metodologia utilizada neste projeto, consulte:
http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/approved.html
página 11
B.2.
Justificativa da escolha da metodologia e da razão pela qual ela se aplica à atividade do
projeto:
A metodologia ACM0002 versão 12.2 é aplicável a projetos de geração de energia elétrica por fontes
renováveis conectados à rede que (a) instalam uma nova usina em um local onde não há nenhuma usina
de geração de energia elétrica por fontes renováveis que tenha sido operada anteriormente à implantação
da atividade de projeto (greenfield); (b) envolvem a adição de capacidade; (c) envolvem um retrofit de
uma usina já existente; ou (d) envolvem a substituição de uma usina existente.
Além disso, a metodologia só é aplicável se as seguintes condições forem atendidas:
 A atividade de projeto é a instalação, adição de capacidade, retrofit ou substituição de uma
usina/unidade de um dos seguintes tipos: hidrelétrica (a fio d’água ou com reservatório de água),
eólica, geotérmica, solar ou oceânica;
 No caso de adições de capacidade, retrofits ou substituição (exceto para usinas eólicas, solares e
oceânicas que utilizam a Opção 2: da página 11 para o cálculo do parâmetro EGPJ,y): a usina
existente iniciou sua operação comercial antes do início de um período histórico de referência de
5 anos, utilizado para o cálculo das emissões de linha de base e definido na seção de emissões de
linha de base, e nenhuma ação de expansão da capacidade ou retrofit da usina ocorreu entre o
início deste período histórico e a implantação da atividade de projeto;
 No caso de usinas hidrelétricas, uma das seguintes condições deve ser aplicável:
o A atividade de projeto é implantada em um reservatório existente único ou múltiplos,
sem que haja modificação em seu volume;
o A atividade de projeto é implantada em um reservatório existente único ou múltiplos, no
qual o volume de cada reservatório aumenta e a densidade de potência (Power Density PD), segundo as definições descritas na seção de Emissões do Projeto, é superior a 4
W/m²;
o A atividade de projeto resulta em um novo reservatório único ou múltiplos no qual a
densidade de potência de cada reservatório, de acordo com as definições da seção de
Emissões do Projeto, é superior a 4 W/m².
A metodologia também prevê que no caso de usinas hidroelétricas utilizando múltiplos reservatórios em
que a densidade de potência de qualquer um dos reservatórios seja menor do que 4 W/m² as seguintes
condições devem ser aplicadas:
 A densidade de potência calculada para todo o projeto utilizando a equação 5 é maior do que 4
W/m²;
 Reservatórios múltiplos e usinas hidroelétricas localizadas no mesmo rio e que são projetadas
para operar juntas como um projeto integrado que constitui coletivamente a capacidade de
geração das usinas combinadas;
 Vazão de água entre os múltiplos reservatórios não é utilizada por nenhuma outra unidade
hidroelétrica que não faça parte da atividade de projeto;
 A capacidade instalada total das unidades, que utilizam água dos reservatórios com uma
densidade de potência maior do que 4 W/m², é menor do que 15 W/m²;
página 12

A capacidade instalada total das unidades, que utilizam água dos reservatórios com uma
densidade de potência menor do que 4 W/m², é menor do que 10% da capacidade instalada total
do projeto com múltiplos reservatórios.
O projeto aqui proposto é aplicável dentre o parágrafo (a), já que uma nova usina será construída em um
local em que não há nenhuma usina de energia renovável operando antes da implantação do projeto
(greenfield), excluindo-se, portanto as demais alternativas. O projeto consiste na implantação de uma
usina hidroelétrica com um reservatório fio d’água, em um único reservatório com densidade de potência
maior do que 4 W/m².
A densidade de potência (Power Density - PD) da PCH Segredo é calculado como segue:
PD = CapPJ - CapBL
APJ – ABL
Em que:
PD = Densidade de potência da atividade de projeto (W/m²);
CapPJ = Capacidade instalada da usina após a implantação da atividade de projeto (W);
CapBL = Capacidade instalada da usina antes da implantação da atividade de projeto (W). Para novas
usinas, este valor é zero;
APJ = Área do reservatório medida na supercífie da água, após a implantação da atividade de projeto,
quando o reservatório está cheio (m²);
ABL = Área do reservatório medida na superfície da água, antes da implantanção da atividade de projeto,
quando o reservatório está cheio (m²). Para novos reservatórios, este valor é zero.
Para a PCH Segredo, a densidade de potencia é demonstrada a seguir:
PD =
26.100.000 - 0
4.090.000 - 0
PD = 26.100.000
4.090.000
PD = 6,38 W/m²
A densidade de potência do projeto é maior do que o limite de elegibilidade de 4 W/m², estabelecido pela
metodologia. Portanto, a metodologia aprovada ACM0002 “Consolidated baseline methodology for gridconnected electricity generation from renewable sources”, versão 12.2, é aplicável à atividade de projeto.
página 13
B.3.
Descrição das fontes e dos gases abrangidos pelo limite do projeto:
De acordo com a última versão da metodologia ACM0002, o local geográfico e físico da fronteira da
atividade de projeto inclui o projeto e geração de energia elétrica e todas as usinas de geração de energia
elétrica conectadas fisicamente ao sistema de eletricidade que o projeto MDL conecta-se. A fronteira da
PCH Segredo é mostrada na figura abaixo:
Figura 5 – Fronteira da atividade de projeto
Como mostrado na figura acima, a fronteira do projeto compreende a área em que o projeto está
localizado, abrangendo a área do reservatório e sua barragem, a casa de força com seus principais
equipamentos, como as turbinas e geradores, a subestação da PCH Segredo e sua conexão com a rede.
Ademais, é importante ressaltar que a Autoridade Nacional Designada, a Comissão Interministerial de
Mudança Global do Clima – CIMGC adotou um único sistema elétrico, o Sistema Interligado Nacional –
página 14
SIN pela Resolução nº 8, de 26/05/20086, sob a qual se estabelece que o fator de emissão do SIN será
regularmente determinado e publicado pela CIMGC.
Os gases de efeito e estufa e as fontes de emissão incluídas na fronteira do projeto são apresentados na
tabela abaixo:
Atividade de projeto
Linha de
base
Fonte
Emissões de CO2 advindas da geração de
energia em usinas de queima de combustíveis
fósseis que foram substituídas pela atividade
do projeto.
Para usinas geotérmicas, as emissões
fugitivas de CH4 e CO2 advindas dos gases
não condensáveis contidas no vapor
geotermal.
Para usinas geotérmicas, as emissões de CO2
advindas da combustão de combustíveis
fósseis necessária para a operação da usina
geotermal.
Para usinas hidrelétricas, emissões de CH4
advindas do reservatório.
Gas
Incluído?
Justificativa/Explicação
CO2
Sim
Maior fonte de emissão
CH4
Não
Menor fonte de emissão
N2O
Não
CO2
CH4
Não
Não
N2O
Não
CO2
CH4
Não
Não
N2O
Não
CO2
Não
CH4
Não
N2O
Não
A densidade de potência da
usina é maior do que 10
W/m².
Tabela 7 – Fontes de emissão incluídas ou excluídas da fronteira do projeto
B.4.
Descrição de como o cenário da linha de base é identificado e descrição do cenário da linha
de base identificado:
De acordo com a última versão da metodologia ACM0002, se a atividade de projeto é a instalação de
uma nova usina de geração de energia elétrica por fonte renovável e conectada à rede, o cenário de linha
de base é o seguinte:
Na ausência da atividade de projeto, a eletricidade entregue à rede pela atividade de projeto seria
gerada pela operação de usinas na rede e pela adição de novas fontes de energia, como refletido
no cálculo da margem combinada descrito na “Ferramenta para calcular o Fator de Emissão de
um sistema elétrico”
De acordo com a ACM0002, as emissões de linha de base consideram emissões de CO2 provenientes da
geração de energia elétrica em usinas que utilizam combustíveis fósseis que são evitadas pela atividade
de projeto. A metodologia assume que toda a energia gerada pelo projeto acima dos níveis de linha de
6
http://www.mct.gov.br/upd_blob/0024/24719.pdf
página 15
base seriam gerados por usinas existentes e conectadas à rede e por novas usinas também conectadas à
rede. As emissões de linha de base são calculadas segundo a equação abaixo:
BEy = EGPJ,y * EFgrid,CM,y
Em que:
BEy = Emissões de linha de base no ano y (tCO2/yr);
EGPJ,y = Quantidade da geração de energia que é produzida e entregue à rede como resultado da
implantação da atividade de projeto de MDL no ano y (MWh/yr);
EFgrid,CM,y = Margem combinada do fator de emissão de CO2 para usinas conectadas à rede no ano y,
calculada utilizando a última versão da “Ferramenta para calcular o Fator de Emissão de um sistema
elétrico” (tCO2/MWh).
O fator de emissão é calculado de modo transparente e conservativo como indicado a seguir:
(a) Margem combinada (CM), que consiste na combinação das margens de operação (OM) e de
construção (BM) de acordo com os procedimentos descritos na “Ferramenta para calcular o Fator
de Emissão de um sistema elétrico” ou;
(b) Média ponderada das emissões (em tCO2/MWh) do mix atual de geração. As informações do ano
em que a geração de energia do projeto ocorre devem ser utilizadas. Cálculos devem se basear
em fontes oficiais (quando disponível) e públicas.
A margem combinada do fator de emissão da rede elétrica brasileira é calculada segundo a “Ferramenta
para calcular o Fator de Emissão de um sistema elétrico” pelo Ministério de Ciência e Tecnologia 7. Os
fatores de emissão de CO2 para geração de energia elétrica na rede, necessária para o cálculo da margem
combinada, são calculados com base em dados das usinas despachadas centralizadamente pelo Operador
Nacional do Sistema - ONS8. Assim, a margem combinada do fator de emissão da rede será utilizada para
o cálculo das reduções de emissão do projeto.
B.5.
Descrição de como as emissões antrópicas de gases de efeito estufa por fontes são reduzidas
para níveis inferiores aos que teriam ocorrido na ausência da atividade de projeto registrada no
âmbito do MDL (avaliação e demonstração da adicionalidade):
Conforme o Glossário de Termos do MDL, a data de início de uma atividade de projeto MDL é a data
mais recente em que ocorreu a implantação, construção ou ação real do projeto.
A atividade do projeto teve início em 17/12/2010, data em que o contrato de compra de equipamentos foi
assinado com a empresa Andritz Hydro Inepar do Brasil9.
7
http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/72764.html
8
http://www.ons.org.br/institucional/o_que_e_o_ons.aspx
9
Contrato 15/2010 SE: Instrumento Particular de Fornecimento e Prestação de Serviços de Equipamentos e Outras
Avencas
página 16
Consideração prévia do MDL
O “Guia para Demonstração e Avaliação da Consideração Prévia do MDL”, versão 3 do EB49, indica
que “para as atividades de projeto iniciadas após 02/08/2008, os participantes do projeto devem informar
à AND do País Anfitrião e ao secretariado da UNFCCC em forma escrita sobre o início da atividade de
projeto e sua intenção em buscar o status MDL”. Considerando isto, uma carta foi enviada ao
secretariado da UNFCCC em 18/09/2009 e à AND brasileira (CIMGC) em 30/03/2009. A confirmação
de recebimento da UNFCCC foi recebida em 11/12/2009.
Adicionalidade
De acordo com a versão 12.2 da metodologia ACM0002, a adicionalidade do projeto deve ser
demonstrada seguindo a “Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade”, versão 06, que
fornece uma abordagem passo-a-passo para demonstrar e avaliar a adicionalidade, incluindo o seguinte:
1) Identificação de alternativas à atividade de projeto;
2) Análise financeira para determinar se a atividade de projeto proposta não é:
a. A escolha econômica e financeiramente mais atrativa, ou
b. Economicamente ou financeiramente viável;
3) Análise de barreiras; e
4) Análise de prática comum.
Etapa 1. Identificação de alternativas para a atividade do projeto, consistentes com leis e
regulamentos atuais
Sub-etapa 1a. Definir alternativas para a atividade de projeto:
Como demonstrado na seção B.4., as alternativas consideradas para a atividade de projeto são as
seguintes:

Alternativa 1: A atividade de projeto implantada sem considerar o MDL
Esta opção cumpre a legislação Brasileira e não é prevenida por nenhuma barreira técnica. No
entanto, de acordo com a Análise de Investimento realizada na Seção B.5, esta alternativa não é
atrativa financeiramente e não pode ser considerada como um cenário válido.

Alternativa 2: Continuação da situação atual (sem a implantação da atividade de projeto
ou outras alternativas colocadas em prática)
A energia elétrica continuaria a ser gerada pelos geradores atuais, conectados à rede. Não há
nenhuma barreira técnica ou econômica para este cenário, que é permitido pela legislação Brasileira.
Portanto, a alternativa de linha de base é a continuação da situação atual.
Sub-etapa 1b. Cumprimento das leis e regulamentações:
Todos os cenários identificados na Sub-etapa 1a cumprem os requisitos legais vigentes.
página 17
De acordo com a “Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade”, os participantes do
projeto podem escolher prosseguir com a Etapa 2: Análise financeira ou com a Etapa 3: Análise de
barreiras.
RESULTADO DA ETAPA 1: Dois cenários diferentes foram identificados como alternativas
plausíveis de linha de base ao projeto e ambos cumprem o quadro regulatório nacional existente.
Etapa 2. Análise de Investimento
Determine se a atividade de projeto não é:
(a) A escolha econômica e financeiramente mais atrativa; ou
(b) Economicamente ou financeiramente viável, sem considerar a receita proveniente da venda de
Reduções Certificadas de Emissão (RCEs).
Sub-etapa 2a. Determine o método de análise apropriado
1) Determine dentre a análise simples de custos, análise comparativa de investimentos ou análise
benchmark (Sub-etapa 2b). Se a atividade de projeto MDL e a alternativa identificada na Etapa 1
não geram nenhum tipo de benefício econômico ou financeiro além da receita obtida a partir do
MDL, então deve-se aplicar a análise simples de custos (Opção I). Caso contrário, utilize a
análise comparativa de investimentos (Opção II) ou a análise benchmark (Opção III).
As alternativas identificadas na seção B.4 geram benefícios econômico-financeiros além da receita obtida
a partir do MDL, já que a maior fonte de receita do projeto é proveniente da venda de energia elétrica. A
Opção III (análise benchmark) foi selecionada para realizar a análise financeira para avaliar e demonstrar
a adicionalidade do projeto.
Sub-etapa 2b. Opção III. Análise referencial aplicada
A fim de se analisar as barreiras de investimento do projeto, o Custo Médio Ponderado do Capital
(CMPM) foi calculado como benchmark para ser comparado com a Taxa Interna de Retorno (TIR) do
projeto, seu indicador de retorno financeiro.
A “Ferramenta para Demonstração e Avaliação da Adicionalidade” oferece um guia para utilizar
benchmarks válidos:
Em casos em que a abordagem de benchmark é utilizada, o benchmark aplicado deve ser
apropriado ao tipo de TIR calculada. Taxas comerciais de empréstimo ou custos médios
ponderados do capital (CMPM) são considerados benchmarks apropriados para a TIR do
projeto.
Ademais:
Benchmarks/retornos esperados internos de empresas (incluindo aqueles utilizados como
retorno esperado de equity no cálculo do CMPC), somente devem ser aplicados em casos em que
só há um desenvolvedor possível para o projeto e deve ser demonstrado que esta taxa foi
página 18
utilizada em projetos semelhantes, com riscos semelhantes e desenvolvidos pela mesma empresa
ou, se a empresa é nova no mercado, que teria sido utilizada para projetos semelhantes no
mesmo setor no país/região.
Sub-etapa 2c: Cálculo e comparação de indicadores financeiros
Na 61ª reunião do EB/MDL foi definido o seguinte valor padrão para determinar o retorno esperado de
equity:
O CMPC é definido como:
CMPC = ke * re + kd * rd * (1 – T)
Em que:
CMPC
ke
re
kd
rd
T
Custo Médio Ponderado do Capital
Peso do equity
Custo do capital próprio (equity)
Peso da dívida
Custo da dívida (taxa de juros cobrada pelos credores)
Impostos incidentes (impostos relacionados à receita)
De acordo com as orientações, o custo do capital próprio (equity) é definido como:
re = rf + rm+ rB + rs
Em que:
re
Custo do capital próprio (equity)
rf
Uma taxa livre de risco fornece a base para o retorno sobre o capital próprio (equity), em
que um certo retorno é mais ou menos assegurado. O retorno do investimento deve ser
superior à este, se não investor em si mesmo torna-se sem sentido.
Estritamente falando, nenhum investimento é uma taxa livre de risco, mas como um
proxy, o retorno de um ativo com risco padrão mínimo é utilizado como uma taxa livre
de risco. Os títulos soberanos são geralmente o investimento de menor risco em um dado
país, e são utilizados frequentemente como Proxy para taxas livres de risco. No entanto,
isto não se aplica à países com um valor padrão de risco. Os títulos do Tesouro dos EUA
têm uma longa sequencia de dados históricos, é um ativo líquido global, e seu risco
padrão é mínimo (já que o dólar americano é a moeda de reserva mundial). O retorno de
página 19
longo praxzo é de 3,010%, que é utilizado na revisão do rascunho das orientações como
uma taxa livre de risco.
rm
O prêmio de risco é o prêmio por colocar um ativo em risco. Para tanto, o retorno real
obtido em ações de longo prazo, em comparação com a taxa livre de risco, pode ser
interpretado como um Proxy para toda a economia de prêmio de risco. O premio de risco
pode ser calculado utilizando o Modelo de Precificaçao de Ativos Financeiros,
considerando a volatilidade das ações da empresa e do mercado acionário como um todo.
Enquanto esta é freqüentemente usada em empresas em mercados maduros, não é
adequado em muitos países em desenvolvimento (Países Anfitriões do MDL), onde os
mercados de ações são pequenos e não têm uma história para obter um valor fiável.
Novamente, o retorno de ações dos EUA durante um longo prazo prevê o cenário mais
ideal, já que este é de longe o maior mercado e possui maior liquidez, fornecendo dados
sobre um prazo mais longo. O valor de 6,5% é considerado adequado11.
rB+ rs
Risco soberano + Risco do Setor: uma vez que tanto a taxa livre de risco e o prêmio de
risco são baseados em dados dos EUA, a tarefa restante é extrapolar para outros países.
Daqui resulta que o investimento nos países em desenvolvimento (como exigido pelo
MDL) acarreta mais riscos, que deve ser refletido no retorno esperado sobre o
investimento nesses países. Isso é refletido na maior parte do risco padrão soberano, que
é mostrado em swaps padrões soberanos emitidos por agências de rating. O valor padrão
para uma empresa de energia no Brasil é de 11,75%.
Portanto, o custo padrão do capital próprio é:
re = 21,25%
O BNDES, um banco estatal, é, na prática, a única fonte de financiamento para projetos de infra-estrutura
no Brasil. Este banco oferece financiamento de longo prazo a custos subsidiados. De acordo com o
banco:
O suporte para soluções para os problemas de infra-estrutura é de grande importância, como
este é fundamental para melhorar o bem-estar da população brasileira. Consequentemente, é
possível que todos os cidadãos ganhem acesso a serviços básicos, como eletricidade,
comunicações, transportes públicos urbanos e saneamento. Ao mesmo tempo, a expansão da
infra-estrutura promove uma queda nos custos, aumento da produtividade, melhoria da
qualidade de bens e serviços dentro da estrutura produtiva e consolidação da integração
regional.
Há uma linha especial para projetos de geração de energia12 em que a taxa de juros é a soma de:
10
11
12
Based on real returns on US long-term compounded average returns of US treasury bonds over the period 1954 to 2007.
Annualized equity premium of US stocks relative to bonds 1990 - 2005, 6.5%.
www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Institucional/Apoio_Financeiro/Produtos/FINEM/energia_eletrica_geracao.html
página 20
a) Custo Financeiro: TJLP (Taxa de Juros de Longo Prazo) é a taxa oficial do banco e estabelecido
trimestralmente de acordo com a expectativa de inflação para um determinado período 13. A
média dos últimos dois anos é de 6,0%.
b) Remuneração do Banco: 0,9% para usinas de geração de energia, à exceção de usinas de
combustível fóssil14; e
c) Taxa de risco de crédito: o BNDES define que a taxa de risco de crédito varia entre 0 e 3,57% 15.
É comum o uso do valor máximo desta taxa para novos projetos, como o caso da PCH Ilha
Comprida.
Além disso, financia-se até 70% do investimento total geralmente com um prazo de amortização de 10
anos. Portanto, o custo da dívida pode ser tomado como:
rd = 6% + 0,9% + 3,57%
rd = 10,47%
e ke e kd são respectivamente 30% e 70%.
A legislação fiscal brasileira permite duas modalidades chamadas lucro presumido ou real. Empresas
como a Segredo Energia S.A., com receita bruta anual acima de certo limite, devem usar as regras do
lucro real em que há uma taxa de 25% para o imposto de renda, mais 9% para contribuição social.
O CMPC é portanto 11,21%.
As premissas consideradas na análise financeira estão apresentadas na tabela a seguir. Os documentos
originais que contém informações confidenciais estão sendo disponibilizadas à EOD, AND e ao
Conselho Executivo do MDL.
13
www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Institucional/Apoio_Financeiro/Custos_Financeiros/Taxa_de_Juros_de_Longo_Prazo_TJLP/
index.html
14
http://www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Institucional/Apoio_Financeiro/Produtos/FINEM/energia_el
etrica_geracao.html
15
http://www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Institucional/Apoio_Financeiro/Produtos/FINEM/energia_el
etrica_geracao.html
página 21
Parâmetro
Capacidade instalada (MW)
Geração estimada (MWh/ano)
Vida útil (anos)
Preço da energia (R$/MWh)
Investimento total (R$)
TIR (%)
O&M (R$/MWh)
Informação
26,12
204.020
30
125,00
175.112.145,86
9,07
7.00
Referência
PPA
Orçamento
Padrão
Eletrobrás
Fluxo de caixa
Contrato O&M PCH Divisa
n° 88-2010
Tabela 8 – Premissas financeiras do projeto
A TIR (Taxa Interna de Retorno) da atividade de projeto, sem os benefícios do MDL, mostrou-se abaixo
do benchmark para o período analisado. Portanto, a PCH Segredo não é a opção mais atrativa
financeiramente, já que sua TIR é de 9,07%, valor menor do que o benchmark de 11,21%.
De acordo com a “Ferramenta para Demonstração e Avaliação da Adicionalidade”, se a Opção III
(análise de benchmark) é utilizada e se a atividade de projeto MDL tem um indicador menos favorável
(e.g. TIR menor) do que o benchmark, então a atividade de projeto MDL não pode ser considerada
financeiramente atrativa.
Portanto, a PCH Segredo não é financeiramente atrativa.
A Sub-Etapa 2c foi satisfeita.
Sub-etapa 2d: Análise de sensibilidade
De modo a justificar que a conclusão referente à atratividade financeira é robusto à variações
significativas, os seguintes parâmetros foram selecionados para elaboração da análise de sensibilidade:
 Investimento total;
 Custos de O&M;
 Preço da energia (PPA); e
 Geração de energia.
O impacto na TIR do projeto é apresentada abaixo, quando os quatro parâmetros variam entre -20% e
+20%, de acordo com o Anexo: Orientação sobre a Avaliação da Análise de Investimento, versão 2 da
“Ferramenta para Demonstração e Avaliação da Adicionalidade”
página 22
Análise de Sensibilidade da TIR do projeto, sem o benefício do MDL
Variação
-20%
-13,20%
-10%
-5%
0%
5%
10%
20%
Investimento
TIR
R$
12,47% 140.089.716,68
11,21% 151.997.342,60
10,67% 157.600.931,27
9,88% 166.356.538,56
9,15% 175.112.145,86
8,47% 183.867.753,15
7,84% 192.623.360,44
6,69% 210.134.575,03
Tabela 9 – Análise de investimento
Variação
-100%
-20%
-10%
-5%
0%
5%
10%
20%
O&M
TIR
10,05%
9,33%
9,24%
9,20%
9,15%
9,11%
9,06%
8,97%
R$
5,60
6,30
6,65
7,00
7,35
7,70
8,40
Tabela 10 – Análise dos custos de O&M
Variação
-20%
-10%
-5%
0%
5%
7,10%
10%
20%
PPA
TIR
5,91%
7,58%
8,38%
9,15%
9,90%
11,21%
10,63%
12,05%
R$
100,00
112,50
118,75
125,00
131,25
133,88
137,50
150,00
Tabela 11 – Análise do preço da energia
página 23
Geração de Energia
Variação
TIR
MWh/ano
-20%
6,12%
163.216,00
-10%
7,68%
183.618,00
-5%
8,43%
193.819,00
0%
9,15%
204.020,00
5%
9,86%
214.221,00
10%
10,54%
224.422,00
15%
11,21%
234.623,00
20%
11,87%
244.824,00
Tabela 12 – Análise da geração de energia
As linhas vermelhas indicam os pontos de equilíbrio entre a TIR do projeto e o CMPC. Por favor, note
que, na avaliação dos custos fixos e variáveis, a variação necessária para alcançar o ponto de equilíbrio é
extremamente elevada. Ademais, como pode ser visto, a TIR do projeto só é superior do que o
benchmark nas seguintes situações:
Redução do investimento:
Quando examinando o investimento, uma redução de 20% leva a uma
TIR 1,26% superior ao CMPC. Uma redução no investimento nesta
magnitude é improvável de ocorrer. Além disso, seria necessário que o
investimento fosse reduzido em mais de R$ 35 milhões, o que é
improvável de ocorrer uma vez que o investimento da construção da
PCH Ilha Comprida já foi realizado.
Custos de O&M:
Quando examinando os custos de O&M, uma redução de 20% leva a uma
TIR que ainda é menor do que o CMPC. O impacto deste parâmetro
pode, portanto, ser considerado insignificante.
Preço da energia:
Com um aumento de 20% no preço da energia do projeto, a TIR torna-se
0.84% superior ao CMPC. O preço de energia de R$125,00/MWh está
em fase de negociação e já foi elaborada uma minuta de contrato de
compra e venda de energia elétrica, de modo que não será possível
alterar este valor. Ademais, os preços atuais de mercado são próximos
ao utilizado na análise financeira e preços superiores a R$130,00/MWh
têm pouca probabilidade de receber propostas comerciais.
Eletricidade Gerada:
O cálculo da TIR do projeto utilizou o valor da geração de energia
elétrica do Projeto Básico Consolidado. Um aumento de 20% na geração
de energia resulta em uma TIR 0,66% acima do benchmark. Este
aumento de geração é improvável uma vez que a estimativa de geração
de energia da PCH Segredo tem como base a energia assegurada do
projeto, definida como 23,29 MW. Um aumento nesta energia média é
improvável, pois o fator de carga da usina é determinado de acordo com
séries históricas de vazão, incluindo períodos críticos hidrologicamente.
página 24
A análise de sensibilidade confirma que a PCH Segredo não é financeiramente atrativa. Portanto, pode-se
concluir que o projeto é não é financeiramente atrativo sem o benefício do MDL. O projeto enfrenta,
portanto, significativa barreira financeira sem o MDL.
A Sub-Etapa 2d foi satisfeita.
RESULTADO DA ETAPA 2: Como demonstrado ao longo da etapa 2, a TIR do projeto sem o
benefício do MDL é menor do que o benchmark selecionado. A análise de sensibilidade mostra
também que é improvável que o projeto torne-se viável sem o benefício do MDL. Portanto, a PCH
Ilha Comprida não é atrativa financeiramente e enfrenta barreiras financeiras significativas sem o
benefício do MDL.
Etapa 3: Análise de Barreiras
Não analisado.
Etapa 4: Análise das Práticas Comuns
Sub-etapa 4a: Analise outras atividades similares à atividade de projeto proposta:
Esta etapa requer uma análise de outras atividades similares que estejam operacionais e que sejam
similares à atividade de projeto proposta. De acordo com a “Ferramenta para demonstração e avaliação
da adicionalidade”, projetos são considerados como similares se estiverem localizados no mesmo
país/região e/ou dependam de uma tecnologia similar, forem de escalas similares, ocorram em locais
comparáveis do ponto de vista da regulamentação aplicável, clima de investimento, acesso à tecnologia,
acesso à fontes de financiamento, etc.
Outras atividades de projeto do MDL (atividades de projeto registradas e atividades de projeto que
tenham sido publicadas no site da UNFCCC para consulta global à stakeholders como parte do processo
de validação) não devem ser incluídas nesta análise. Devem ser fornecidos documentos de evidência e,
quando relevante, informações quantitativas. Com base nesta análise, deve ser descrito se e em qual
extensão as atividades similares foram difundidas na região de interesse.
Com relação à usinas operantes consideradas similares à atividade de projeto, os seguintes parâmetros
foram utilizados quando analisando as usinas operantes similares à PCH Segredo:

País/Região: Brasil
Conforme definido na “Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade”, a área geográfica
aplicável a ser analisada na análise de prática comum considera o país anfitrião inteiro como padrão.
Todas as PCHs operantes no Brasil que foram consideradas na análise de prática comum podem ser
verificadas no Banco de Informações de Geração da ANEEL, disponível em:
http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=5&fase=3.
página 25

Características técnicas
o Tecnologia similar
Todos os projetos considerados nesta análise são PCHs. Diferenças no tipo de turbina utilizada (Kaplan,
Francis, etc) ou se as usinas são a fio-d’água foram ignoradas de modo a obter uma análise mais ampla e,
portanto, mais conservadora.
Existem hoje no Brasil mais de 400 PCHs operando e 50 sendo construídas16. A tecnologia envolvida
nestas usinas é de fácil acesso e os serviços industriais e de energia são amplamente oferecidos.

Características de mercado
A análise de prática comum somente considerou as PCHs que operam como Produtores Independentes de
Energia (PIE), como é o caso da PCH Segredo. No Brasil, há três outros modos de fornecer eletricidade:
 Serviço público (SP);
 Auto Produção de Energia (APE); e
 Registro (REG).
o
Quadro Regulatório
O quadro regulatório brasileiro do setor de energia foi desenvolvido entre 1994 e 2004, basicamente em
duas etapas. A primeira concentrou-se na privatização e reorganização da estrutura existente e na criação
de agências reguladoras (operacionais, institucionais e de mercado). A segunda etapa, por sua vez,
ocorreu em 2004 e centralizou o planejamento para garantir o fornecimento de energia no país, já que o
Brasil havia sofrido uma crise em 2002 quando um racionamento foi forçado devido à extrema seca que
esgotou os principais reservatórios do país. Esta etapa também serviu para acelerar a integração da
população na rede nacional elétrica.
Todas as plantas estudadas nesta análise são conectadas à rede nacional e, portanto, obedecem às mesmas
regulações.
o
Clima de Investimento e Acesso à Financiamentos
O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) é o maior provedor de
empréstimos a longo prazo no Brasil; ele é responsável por fornecer financiamento a projetos de todas as
escalas. Diferentemente de outros países, empréstimos de longo prazo não são tão facilmente oferecidos
por bancos comerciais, e em geral estas entidades não têm taxas competitivas quando comparadas às do
BNDES. As condições de empréstimo são similares a todas as PCHs com pequenas variações no spread.
Em 2002, o governo brasileiro lançou o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
(Proinfa). Como definido no Decreto n° 5.025/2004, o Programa foi estabelecido para aumentar a
participação da eletricidade gerada no país por empresas baseadas em fontes renováveis como eólica,
16
Disponível em: http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.asp. Acesso 10/01/2012.
página 26
biomassa e PCHs conectados à rede nacional (SIN17). O Programa garante um mercado seguro
estabelecido com contratos de longo prazo garantidos pela Eletrobrás com preços atrativos e linhas de
crédito especiais garantidas pelo BNDES. Em sua primeira fase, 63 PCHs aderiram ao Programa com
uma capacidade instalada total de 1.191 MW. Esta primeira fase foi encerrada em 2004 e ainda não há
nenhum indício de se e quando uma segunda fase será aberta. As regras do Programa também incluíam
um artigo que previa que todas as receitas advindas de qualquer esquema de comércio de redução de
emissões, incluindo o MDL, seriam revertidas ao governo. Ainda há licitações pendentes de alguns
projetos que receberam ambos os incentivos.
Ademais, ainda referente às PCHs operantes e similares ao projeto, a Ferramenta prevê uma abordagem
passo-a-passo para determinar quais PCHs devem ser consideradas realmente similares. Estes passos
estão discutidos abaixo:

Etapa 1: Calcular a capacidade aplicável numa variação de +/- 50% da capacidade da
atividade de projeto proposta
De acordo com as regulações brasileiras, PCHs são definidas como usinas com uma capacidade instalada
entre 1 MW e 30 MW18. Ademais, a análise de prática comum considerou aquelas PCHs com uma
capacidade entre -50% e +50% em relação à capacidade instalada do projeto (entre 13,06 MW e 39,29
MW).

Etapa 2: Na área geográfica aplicável, identifique as usinas que entregam a mesma
capacidade, dentre a capacidade variável aplicada e calculada na Etapa 1, como o projeto e
que tenham seu início de operação comercial anterior à data de início do projeto. Note seu
número com Nall:
A data de início do projeto da PCH Ilha Comprida é 17/12//2010, data em que o contrato de compra de
equipamentos hidromecânicos foi assinado com a Andritz Hydro Inepar do Brasil S/A. Portanto, as PCHs
analisadas só foram consideradas similares ao projeto se sua operação comercial é anterior a 17/12/2010.
A data de operação comercial de todas as PCHs analisadas nesta etapa pode ser verificada no site da
ANEEL, disponível em: http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=37.
Portanto, as PCHs que respeitam os parâmetros descritos acima foram consideradas como similares à
PCH Segredo e estão apresentadas na tabela abaixo:
17
18
http://www.mme.gov.br/programas/proinfa
No Brasil, as PCHs são usinas com capacidade instalada entre 1 MW e 30 MW, como definido pela Resolução da
ANEEL n° 652 de 09/12/2003: http://www.aneel.gov.br/cedoc/res2003652.pdf.
página 27
Capacidade
Instalada (MW)
Destino da
Energia
MDL?
PROINFA?
Início da
Operação
21.96
PIE
sim
-
2002
19
28
16
PIE
PIE
PIE
sim
-
sim
sim
-
2008
2006
1999
15.8
PIE
sim
-
2003
30
PIE
-
sim
2008
29.072
PIE
-
-
2001
25
23
30
16.2
10.96
20
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
sim
-
2009
2004
2003
2003
2003
2010
26.27
PIE
sim
sim
sim
sim
sim
-
2010
25
30
25
14.16
PIE
PIE
PIE
PIE
sim
2010
sim
sim
sim
-
Ombreiras
26
PIE
sim
-
2005
Salto Corgão
Indiavaí
Barra da Paciência
Ivan Botelho III (ExTriunfo)
Piranhas
Ivan Botelho I (ExPonte)
Paraíso I
Funil
Calheiros
Carangola
27
28
23
PIE
PIE
PIE
sim
sim
sim
-
2005
2003
2011
24.4
PIE
sim
-
2005
18
PIE
sim
2006
24.3
PIE
sim
-
2003
21
22.5
19.528
15
PIE
PIE
PIE
PIE
sim
-
sim
sim
sim
14
PIE
sim
-
2004
2008
2008
2008
2010
PCHs
Antônio Brennand (ExAlto Jauru)
Bonfante
Canoa Quebrada
Costa Rica
Túlio Cordeiro de Mello
(Ex-Granada)
Irara
Júlio de Mesquita Filho
(Foz do Chopim)
Monte Serrat
Pai Joaquim
Passo do Meio
Pedrinho I
Pesqueiro
Pipoca
Angelina (Ex-Portobello
- Corredeira do Encano)
Sítio Grande
Santa Rosa II
São João
Braço Norte III
Corrente Grande
2008
2007
2003
página 28
Linha Emília
Cotiporã
Caçador
Salto Natal
Areia Branca
Cachoeirão
Ormeo Junqueira
Botelho (Ex-Cachoeira
Encoberta)
Santa Laura
São Joaquim
São Simão
Riachão (Ex-Santa
Edwiges I)
Salto
Francisco Gross
(Ex.Santa Fé)
São Domingos II
Esmeralda
São Bernardo
Água Limpa
Mosquitão
Salto Três de Maio
Paiol
Salto Buriti
Salto Curuá
Jararaca
Da Ilha
Anhanguera
Planalto
São Francisco
Alto Irani
Santa Fé I
Buriti
Plano Alto
Retiro Velho
Braço Norte IV
Faxinal II
Novo Horizonte
Sacre 2
19.5
19.5
22.5
15.12
19.8
27
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
sim
sim
sim
sim
sim
sim
-
2009
2008
2008
2003
2010
2008
22.7
PIE
sim
-
2003
15
21
27
PIE
PIE
PIE
-
sim
sim
sim
2007
2008
2009
13.4
PIE
sim
-
2006
19
PIE
sim
-
2007
29
PIE
-
sim
2008
24.66
22.2
15
14
30
20
20
10
30
28
26
22.68
17
14
21
30
30
16
18
14
10
23
30
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
sim
sim
sim
sim
sim
sim
sim
sim
sim
sim
sim
sim
sim
sim
sim
sim
sim
sim
sim
-
2010
2006
2006
2010
2006
2010
2010
2008
2009
2008
2008
2010
2009
2010
2008
2008
2007
2008
2009
2007
2005
2011
2006
página 29
Ludesa
30
PIE
-
sim
2007
Alto Benedito Novo I
15
PIE
sim
-
2008
Goiandira
Pirapetinga
Pedra do Garrafão
São Tadeu I
Piedade
Alto Sucuriú
27
20
19
18
21.69
29
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
sim
sim
sim
sim
-
sim
sim
2010
2009
2009
2010
2010
2008
Parecis
15.4
PIE
-
sim
2011
30
16
PIE
PIE
-
sim
sim
2011
2011
29.1
PIE
-
sim
2009
6.7
29.02
30
17
18.2
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
sim
sim
sim
sim
sim
sim
-
2011
2008
2008
2011
2007
24.435
PIE
-
sim
2007
26.6
16.5
22
29.3
16
16
30
28.03
24
16
14.8
24.165
23.949
21
25.6
30
16
24
21
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
sim
sim
sim
sim
sim
sim
sim
sim
-
sim
sim
sim
sim
sim
sim
sim
sim
sim
sim
-
2007
2007
2010
2006
2011
2009
2007
2008
2009
2008
2008
2010
2010
2010
2008
2009
2008
2011
2011
Telegráfica
Sapezal
São Lourenço (Ex.Zé
Fernando)
Salto das Flores
Paranatinga II
Jataí
Cidezal
Primavera
Engº José Gelásio da
Rocha
Rondonópolis
Flor do Sertão
Sete Quedas Alta
Garganta da Jararaca
Marco Baldo
Ouro
São Pedro
Porto das Pedras
Santa Gabriela
Colino 2
Cachoeira da Lixa
Palanquinho
Criúva
Ibirama
Lagoa Grande
Porto Franco
Boa Sorte
Boa Fé
Nova Aurora
página 30
Autódromo
Queluz
Figueirópolis
Rodeio Bonito
Bocaiúva
Engenheiro Ernesto
Jorge Dreher
Graça Brennand
(Ex.Terra Santa)
Pampeana
Malagone
Santa Luzia Alto
Moinho
São Sebastião do Alto
24
30
19.41
14.68
30
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
sim
sim
sim
sim
-
2011
2011
2010
2009
2010
17.87
PIE
sim
-
2009
27.4
PIE
sim
-
2008
28
19
28.5
13.7
13.2
PIE
PIE
PIE
PIE
PIE
sim
sim
sim
sim
-
2009
2010
2011
2011
2011
Tabela 13 – PCHs similares à PCH Segredo operantes no Brasil
Como pode ser verificado na tabela acima, as PCHs destacadas em laranja receberam o benefício do
MDL ou do Proinfa. No total, 104 das 117 PCHs similares ao projeto receberam algum tipo de incentivo
financeiro, o que representa 88% de todas as usinas analisadas e apresentadas na tabela acima. Em
termos de capacidade instalada, estas usinas representam 90,387% do total de 2.532,76 MW instalados.
Logo, há seis PCHs que podem ser consideradas similares à atividade de projeto, ou 5,13% de todas as
PCHs identificadas na tabela 13: PCHs Costa Rica, Júlio de Mesquita Filho, Pai Joaquim, Salto Três de
Maio, São Francisco e Alto Irani. Considerando isto e o mencionado acima, pode-se compreender que a
prática comum para a construção de PCHs no Brasil é sua implantação com algum tipo de incentivo
financeiro. Pelos números apresentados também é possível provar que um grande incentivo se faz
necessário para a construção de projetos de energia renovável no Brasil, inclusive PCHs.
Sub-etapa 4b. Discuta opções similares que estiverem ocorrendo
De acordo com a “Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade”, a afirmação de que a
atividade de projeto não é financeiramente atrativa só deve ser posta em causa se atividades similares
forem amplamente observadas e comumente praticadas. Se este for o caso identificado para a atividade
de projeto, então se faz necessário demonstrar por que a existência de projetos similares não contradiz a
afirmação de que a atividade de projeto não é financeiramente/economicamente atraente ou sujeito a
barreiras, comparando a atividade de projeto proposta com outras atividades similares, e apontando e
justificando diferenças essenciais, justificando também por que as atividades similares obtiveram certos
benefícios que lhes renderam atratividade financeiro-econômica (e.g. subsídios ou outros fluxos
financeiros) e às quais a atividade de projeto não teve acesso.
A PCH Costa Rica localiza-se na cidade de Costa Rica, Estado do Mato Grosso do Sul, região centrooeste do Brasil, e pertence a Costa Rica Energética Ltda, uma companhia da EDP Brasil, que por sua vez
faz parte do Grupo EDP, que tem investimentos no setor elétrico consolidando ativos em geração,
página 31
distribuição e comércio. A companhia atualmente está presente no negócio de geração de eletricidade em
seis estados brasileiros e de distribuição em dois. De acordo com o Relatório Anual de 2010 da empresa,
sua receita bruta foi de R$7,7 bilhões, 10,3% acima da receita verificada em 2009, e o lucro líquido foi
de R$582,6 milhões19. É importante ressaltar que a EDP Brasil atualmente tem uma capacidade instalada
de 2.569,90 MW no Brasil. Considerando que a EDP Brasil tem uma estrutura sólida, que a permite
ultrapassar barreiras financeiras, os PPs consideraram razoável não comparar sua capacidade de
investimento com a da EDP.
A PCH Júlio de Mesquita Filho localiza-se na cidade de Cruzeiro do Iguaçu, Estado do Paraná, região sul
do país, e pertence à Foz do Chopim Energética Ltda., que por sua vez pertence à Silea Participações
Ltda. e à Copel. A Silea é uma empresa que atua no setor de energia desde 1999, com cinco PCHs
operantes que somam uma capacidade instalada de 120 MW20. A Copel é o nono maior agente de geração
do Brasil21 e foi criada em 1954. Atualmente, a empresa tem 18 usinas com uma capacidade instalada de
4.550 MW, o que representa cerca de 7% de toda a eletricidade consumida no país 22. Em 2010, a receita
operacional líquida da empresa teve um aumento de R$651 milhões, o que representou um aumento de
10,4% em relação ao ano de 200923. Ademais, também em 2010 o lucro líquido da empresa foi de
R$987,8 milhões, um aumento de 24,8% em relação a 200924. Considerando que a Copel tem uma
estrutura sólida, que a permite ultrapassar barreiras financeiras, os PPs consideraram razoável não
comparar sua capacidade de investimento com a da empresa.
A PCH Pai Joaquim localiza-se entre as cidades de Sacramento e Santa Juliana, no Estado de Santa
Catarina, região sul do Brasil, e pertence à CEMIG. A CEMIG é uma holding com mais de 100 empresas,
15 consórcios e um fundo de participação, com ativos e negócios em 22 estados brasileiros e também no
Chile25. A empresa tem 114 mil acionistas em 44 países26. Ademais, a CEMIG tem uma capacidade
instalada de 6.781,58 MW no Brasil e é o sétimo maior agente de geração 27. Considerando que a CEMIG
é uma das empresas mais sólidas e importantes no Brasil no setor de energia, o que a permite ultrapassar
barreiras financeiras, os PPs consideraram razoável não comparar sua capacidade de investimento com o
da empresa.
A PCH Salto Três de Maio localiza-se na cidade de Altamira, no Estado do Pará, região nordoeste do
Brasil, e pertence a Eletricidade Paraense Ltda. Os PPs não encontraram as informações necessárias
19
Relatório Anual EDP Brasil 2010, disponível em:
http://www.edpbr.com.br/energia/empresa/relatorios_anuais/pdf/2010.pdf
20
http://www.silea.com.br/a-empresa/sobre-a-silea
21
http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/AgenteGeracao/GraficoDezMaioresPotencia.asp
22
http://www.copel.com/hpcopel/root/nivel2.jsp?endereco=%2Fhpcopel%2Froot%2Fpagcopel2.nsf%2Fdocs%2F650
5401715872FAA032573FA0069734F
23
http://www.copel.com/relatoriosanuais/2010/pt/relatorio/03_01.htm
24
http://www.copel.com/relatoriosanuais/2010/pt/relatorio/03_06.htm
25
http://www.cemig.com.br/ACemig/Paginas/default.aspx
26
http://www.cemig.com.br/ACemig/QuemSomos/paginas/default.aspx
27
http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/AgenteGeracao/GraficoDezMaioresPotencia.asp
página 32
referentes à esta usina e, logo, conclui-se que não há informações suficientes referentes ao projeto no
mercado, de modo que esta usina pode ser desconsiderada desta análise.
A PCH São Francisco localiza-se entre as cidades Ouro Verde do Oeste e Toledo, Estado do Paraná,
região sul do Brasil, e pertence a Gênesis Energética S.A. Apesar de esta usina ter iniciado suas
operações em 2010, sua construção teve início em 2002. As obras foram paralisadas até 2008, quando um
termo de ajustamento foi assinado para finalizar a sua construção, que reiniciou em 2009 28. Os PPs não
encontraram as informações necessárias referentes à esta usina e, logo, conclui-se que não há
informações suficientes referentes ao projeto no mercado, de modo que esta usina pode ser
desconsiderada desta análise.
A PCH Alto Irani localiza-se entre as cidades de Arvoredo e Xanxerê, no Estado de Santa Catarina,
região sul do país, e pertence à SPE Alto Irani Energia S.A. Os PPs não encontraram as informações
necessárias referentes à esta usina e, logo, conclui-se que não há informações suficientes referentes ao
projeto no mercado, de modo que esta usina pode ser desconsiderada desta análise.
A análise da Sub-etapa 4b mostra que projetos similares não são amplamente observados e não são
comumente realizados na região. Portanto, pode-se considerar que a atividade de projeto não é uma
prática-comum.
RESULTADO DA ETAPA 4: Como demonstrado na análise de prática comum, projetos similares
a PCH Divisa não são amplamente observados na região considerada e, portanto, o projeto não
pode ser considerado como uma prática comum.
RESULTADO DA ADICIONALIDADE: De todas as etapas incluídas na seção B.5., a conclusão é
de que a atividade de projeto é adicional, e não é (parte do) o cenário de linha de base. Sem os
benefícios do MDL, o projeto não seria implantado.
Fontes utilizadas na análise de prática-comum:
PCHs que buscaram o benefício do MDL
28

Antônio
Brennand
(Ex-Alto
SUED1152891235.76/view

Canoa
Quebrada:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/NKSQQI77SRXGU79UYBN6K7NH8ZJ9ST/view
.html

Túlio
Cordeiro
de
Mello
CUK1152830265.44/view

Passo do Meio: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1152830265.44/view
Jauru):
(ex-Granada):
http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/TUEV-
http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-
http://www.toledo.pr.gov.br/?q=noticia/autoridades-visitam-pch-sao-francisco
página 33

Pedrinho I: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1152830265.44/view

Pesqueiro: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1137160660.09/view

Pipoca:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/9BI2OS2W0E56VV53D3Z9OQQN7FI0XG/view.h
tml

Angelina (ex-Portobello – Corredeira do Encano):
http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1233915448.65/view

Sítio Grande: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1268728393.62/view

São João: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1189521894.23/view

Braço Norte III:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/GU53U7YYQ7EQNRB2BNZYPN4JMAJQ6T/vie
w.html

Ombreiras:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/XZSCGC87CDM04G1KB5I8XKBEMJ47V6/view
.html

Salto Corgão: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1152830265.44/view

Indiavaí: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/TUEV-SUED1152891235.76/view

Barra da Paciência:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/ZEH7GYTA039YNLL9X49GNGSS7V7G1O/view
.html

Ivan Botelho III (ex-Triunfo):
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/14PK8ZKULT08KJ1I3RVMIBOCZXCJKQ/view.
html

Ivan Botelho I (ex-Ponte): http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1152830265.44/view

Paraíso
I:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/35WVS4RPCPHV3PWAG8A03IBOQ8CY1Q/vie
w.html

Corrente
Grande:
.html
página 34

Salto Natal: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1152830265.44/view

Cachoeirão:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/BMAZJPCQ2656PDMK8BDYUFYE4YWOLC/vi
ew.html

Ormeo Junqueira Botelho (ex-Cachoeira Encoberta):
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/14PK8ZKULT08KJ1I3RVMIBOCZXCJKQ/view.
html

Riachão (ex-Santa Edwiges I): http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/BVQI1167141448.3/view

Salto:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/LFPCDGLWQ6VE8CUNRTV9675SLH2VSB/vie
w.html

SHPP São Domingos II:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/94OBX4LLICSAINIZFJ7UZBXCCSMG7A/view.
html

SHPP Paiol:
.html

SHPP
Salto
Buriti:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/YT6O3D97GGALI2ZIK4CAIU1SMMMJEK/view
.html

SHPP Salto Curuá:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/L2BO3PHIF4HQU0VCKYJYHZLQEF0S23/view.
html

SHPP Anhanguera: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/RWTUV1309175127.13/view

SHPP
Planalto:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/GCKGKL0ITOYVFW2SZGSV0BPUXRB4VA/vi
ew.html

SHPP
Braço
Norte
IV:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/OTZ9K9NN8O95AUF67JY92DGCSLT5PE/view.
html
página 35

SHPP
Faxinal
II:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/UX5FMWDY006B4TBW16JM4ESXHKWU6Y/vi
ew.html
SHPP Sacre 2:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/8EWE2TKTCNZT2SQ7PR5UJGZ70FE70H/view.
html


SHPP Alto Benedito Novo: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1180445065.82/view
Goiandira: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1268728393.62/view

Pirapetinga: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1268728393.62/view

Pedra do Garrafão: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1268728393.62/view

Piedade: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1243427019.62/view

Paranatinga II:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/1NYKHK2HDI4U32NOR1QEA918QEOCHP/vie
w.html

Primavera: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1210924584.49/view

Garganta do Jararaca: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1166188356.77/view

Marco Baldo:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/7K940FFBFD1L5RJK64C98FL7BSUZTD/view.ht
ml

Ouro:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/R37U72JOMXJWEWWP5RD8PVABDT35NQ/vi
ew.html

Porto das Pedras:
w.html

Santa Gabriela:
w.html

Palanquinho:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/IQI8LWMFOQAD2UQSG6PV1XBJMOK7X3/vie
w.html
página 36

Criúva:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/IQI8LWMFOQAD2UQSG6PV1XBJMOK7X3/vie
w.html

Ibirama:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/W0UC12CWVHPX1C7L62L28CJQUM110V/vie
w.html

Queluz: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/RINA1264170593.12/view

Rodeio Bonito: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1272526910.09/view

Bocaiúva:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/692195IGIYY1IICHECTA3HZ5Q593P7/view.htm
l

Engenheiro
Ernesto
Jorge
Dreher:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/4ATWMSG1NUWMFCAMTYRA3YQNGG0AX
K/view.html

Graça
Brennand
(ex-Terra
Santa):
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/N68XFRKNR58M29GRSJGR81NCMFT7KJ/view
.html
Pampeana:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/N68XFRKNR58M29GRSJGR81NCMFT7KJ/view
.html

Malagone: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/RINA1302613316.74/view

Moinho:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/SG2MDR4JKB9VTK6LCSDDDVPXDPG2NR/vi
ew.html

São Sebastião do Alto:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/M3W6EJVBXSP3LXBZIWWZJ8U3CU67BS/vie
w.html
PCHs que receberam o benefício do Proinfa
http://www.eletrobras.com/elb/main.asp?ViewID=%7BABB61D26-1076-42AC-8C5F64EB5476030E%7D&params=itemID=%7B8606FE39-8DA6-4286-8FB117C0522CBB0A%7D;&UIPartUID=%7B9E178D3B-9E55-414B-A540-EB790C1DF788%7D
página 37
B.6.
Reduções de emissões:
B.6.1. Explicação das escolhas metodológicas:
Reduções de Emissão
A atividade de projeto reduz principalmente emissões de CO2 pela substituição da geração de energia na
rede elétrica nacional por usinas de combustível fóssil por uma fonte renovável. As reduções de emissão
ERy da atividade de projeto num dado ano y é a diferença entre as reduções de emissão no cenário de
linha de base (BEy), as emissões do projeto (PEy) e emissões devido à fugas (LEy), como mostrado a
seguir:
ERy = BEy – PEy - LEy
Em que:
ERy = Reduções de emissão no ano y (tCO2e/yr)
BEy = Emissões de linha de base no ano y (tCO2e/yr)
PEy = Emissões do projeto no ano y (tCO2e/yr)
LEy = Emissões de fuga no ano y (tCO2e/yr)
Emissões de Linha de Base
As emissões de linha de base (BEy em tCO2) são o produto do fator de emissão de linha de base (EFy em
tCO2/MWh) pela eletricidade fornecida pela atividade de projeto à rede (EGy, em MWh) como segue:
Em que:
BEy = Emissões de linha de base no ano y (tCO2/yr)
EGPJ,y = Quantidade de eletricidade gerada que é produzida e enviada à rede como resultado da
implantação da atividade de projeto MDL no ano y (MWh/yr)
EFgrid,CM,y = Fator de emissão margem combinada de CO2 para geração de eletricidade na rede no ano y
calculado utilizando a última versão da “Ferramenta para calcular o Fator de Emissão de um sistema
elétrico (tCO2/MWh)
Cálculo do Fator de emissão
Emissões de linha de base devem considerar somente emissões de CO2 derivadas da geração de energia
em usinas de combustível fóssil que são substituídas pela atividade de projeto.
página 38
De acordo com a “Ferramenta para calcular o Fator de Emissão de um sistema elétrico”, o fator de
emissão de CO2 para o deslocamento da eletricidade gerada por usinas em um sistema elétrico é
determinado pelo cálculo de um fator de emissão de margem combinada (CM) do sistema elétrico. A CM
é o resultado da média ponderada de dois fatores de emissão pertencentes ao sistema elétrico: margem de
operação (OM) e margem de construção (BM). A margem de operação do fator de emissão se refere ao
grupo de usinas existentes cuja geração de eletricidade atual seria afetada pelo projeto MDL aqui
proposto. A margem de construção do fator de emissão refere-se ao grupo de possíveis usinas cuja
construção e futura operação seria afetada pelo projeto MDL aqui proposto.
A metodologia assume que toda a energia gerada pelo projeto acima do nível da linha de base teria sido
gerada em usinas existentes e conectadas à rede e por novas usinas também conectadas à rede. As
emissões de linha de base são calculadas de acordo com a seguinte fórmula:
Em que:
BEy = Emissões de linha de base no ano y (tCO2/yr)
EGPJ,y = Quantidade de energia gerada que é produzida e enviada à rede como resultado da implantação
da atividade de projeto de MDL no ano y (MWh/yr)
EFgrid,CM,y = Fator de emissão de CO2 da margem combinada para geração de energia conectada à rede no
ano y calculada utilizando a última versão da “Ferramenta para calcular o fator de emissão para um
sistema elétrico” (tCO2/MWh).
Cálculo de EFgrid,CM,y
A última versão da ACM0002, para geração de eletricidade em usinas de fontes renováveis e conectadas
à rede, requer a aplicação da “Ferramenta para calcular o Fator de Emissão de um sistema elétrico” a
qual utiliza margens derivadas que são aplicadas no contexto da atividade de projeto pelos fatores de
emissão do Sistema Interligado Nacional (SIN), a rede elétrica nacional (sistema elétrico interligado à
atividade de projeto por linhas de transmissão, e no qual usinas podem enviar sua eletricidade sem
restrições significativas na transmissão).
Segundo a ferramenta, o fator de emissão de linha de base (EFgrid,CM,y) é calculado como uma margem
combinada (CM), que consiste na combinação dos fatores da margem de operação (OM) e de construção
(BM). A fim de determinar os fatores de emissão da margem de operação e construção, o sistema elétrico
de um projeto é definido como a extensão espacial das usinas que podem enviar energia sem restrições
significativas em sua transmissão. Similarmente, um sistema elétrico interligado é definido como o
sistema elétrico que é interligado por linhas de transmissão ao sistema elétrico do projeto, no qual as
usinas podem enviar sua energia sem restrições significantes em sua transmissão.
De acordo com a última versão da “Ferramenta para calcular o Fator de Emissão de um sistema elétrico”
(versão 2.2.1), o fator de emissão da linha de base (EFgrid,CM,y) deve ser calculado de acordo com os
seguintes Etapas:
1. Identificar os sistemas relevantes de eletricidade;
2. Escolha se deseja incluir usinas fora da rede no sistema elétrico do projeto (opcional);
página 39
3.
4.
5.
6.
Selecione um método para determinar a margem operacional (OM);
Calcular o fator de emissão da margem operacional de acordo com o método escolhido;
Calcular o fator de emissão da margem de construção (BM);
Calcular o fator de emissão da margem combinada (CM).
O fator de emissão no Brasil (EFgrid,CM,y) é calculado pelo Ministério Ciência e Tecnologia brasileira
usando a "Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico". O fator de emissão da
rede é uma combinação do fator de emissão da margem operacional (OM), o que reflete a intensidade da
emissão de CO2 a partir da margem de dados, e do fator de emissão da margem de construção (BM), que
reflete a intensidade das emissões de CO2 das usinas última compilação.
A margem combinada do fator de emissão é calculada como segue:
EFgrid,CM,y = EFgrid,OM,y * WOM + EFgrid,BM,y * WBM
Sendo:
EFgrid, OM,y = Fator de emissão da margem de operação no ano y (tCO2/MWh);
EFgrid, BM,y = Fator de emissão da margem de construção no ano y (tCO2/MWh);
WOM = Ponderação da margem de operação do fator de emissão (%);
WBM = Ponderação da margem de construção do fator de emissão (%).
Ainda segundo a ferramenta, os seguintes valores padrão devem ser utilizados para WOM e WBM:
 Atividades de projetos de geração eólica e solar: WOM = 0,75 e WBM = 0,25 para o primeiro
período de obtenção de créditos e para os períodos subseqüentes;
 Demais projetos: WOM = 0,5 e WBM = 0,5 para o primeiro período de obtenção de créditos, e
WOM = 0,25 e WBM = 0,75 para o segundo e terceiro períodos de obtenção de créditos, a não ser
que especificado de outra maneira na metodologia aprovada que se refere à ferramenta.
No caso da PCH Segredo, o valor padrão de 50% será considerado para ambos os fatores de emissão da
margem de operação e construção.
Emissões do Projeto
De acordo com a ACM0002, para a maioria das atividades de projeto de geração de energia elétrica por
fontes renováveis, PEy = 0. Contudo, alguns projetos podem envolver emissões significativas que devem
ser consideradas como:
PEy = PEFF,y + PEGP,y + PEHP,y
Em que:
PEy = Emissões do projeto no ano y (tCO2e/yr)
PEFF,y = Emissões do projeto derivadas do consumo de combustíveis fósseis no ano y (tCO2e/yr)
PEGP,y = Emissões do projeto pela operação de usinas geotermais pelo lançamento de gases nãocondensáveis no ano y (tCO2e/yr)
página 40
PEHP,y = Emissões do projeto de reservatórios de usinas hidrelétricas no ano y (tCO2e/yr)
A PCH Segredo não apresenta emissões referentes ao consumo de combustíveis fósseis (PEFF,y = 0) e à
operação de usinas geotermais (PEGP,y = 0).
Emissões derivadas do reservatório de usinas hidrelétricas (PEHP,y)
Para atividades de projeto de usinas hidrelétricas que resultam em novos reservatórios únicos ou
múltiplos e para atividades de projeto que resultam no aumento de reservatórios únicos ou múltiplos
existentes, os proponentes do projeto devem considerar as emissões de CH4 e CO2 derivadas dos
reservatórios, estimadas como segue:
a) Se a densidade de potência (PD) da atividade de projeto é maior do que 4 W/m² e menor do que
10 W/m²:
PEHP,y = EFRes * TEGy
1000
Em que:
PEHP,y = Emissões do projeto derivadas do reservatório (tCO2e/yr)
EFRes = Valor padrão do fator de emissão para emissões de reservatórios de usinas hidrelétricas no ano y
(kgCO2e/MWh)
TEGy = Eletricidade total produzida pela atividade de projeto, incluindo a energia fornecida à rede e a
consumida internamente, no ano y (MWh)
Fugas
De acordo com a versão mais recente da metodologia ACM0002, não há nenhuma fuga a ser considerada.
As principais emissões que poderiam implicar em fugas no contexto de projetos no setor elétrico são
emissões derivadas de atividades como a construção de usinas e emissões a montante de usos de
combustíveis fósseis (e.g. extração, processamento, transporte). Estas emissões são negligenciadas.
página 41
B.6.2. Dados e parâmetros disponíveis na validação:
Dado / Parâmetro:
Unidade do dado:
Descrição:
Fonte do dado
utilizado:
Valor aplicado:
Justificativa da escolha
do dado ou descrição
dos métodos e
procedimentos de
medição aplicados:
Comentários:
wOM
%
Peso Margem de Operação
Ferramenta para calcular o Fator de Emissão de um sistema elétrico
Dado / Parâmetro:
Unidade do dado:
Descrição:
Fonte do dado
utilizado:
Valor aplicado:
dos métodos e
procedimentos de
Comentários:
wBM
%
Peso Margem de Operação
Ferramenta para calcular o Fator de Emissão de um sistema elétrico
Dado / Parâmetro:
Unidade do dado:
Descrição:
ABL
m²
Área do reservatório medida na superfície da água, antes da implantação da
atividade de projeto, quando o reservatório está cheio.
ACM0002
Fonte do dado
utilizado:
Valor aplicado:
dos métodos e
procedimentos de
Comentários:
50
Cálculo do Fator de Emissão.
-
50
Cálculo do Fator de Emissão.
-
0
De acordo com a metodologia, para novos reservatórios este valor é zero.
-
página 42
Dado / Parâmetro:
Unidade do dado:
Descrição:
Fonte do dado
utilizado:
Valor aplicado:
dos métodos e
procedimentos de
Comentários:
Dado / Parâmetro:
Unidade do dado:
Descrição:
Fonte do dado
utilizado:
Valor aplicado:
dos métodos e
procedimentos de
Comentários:
CapBL
W
Capacidade instalada da usina hidroelétrica antes da implantação da atividade
de projeto.
ACM0002
0
De acordo com a metodologia, para novos reservatórios este valor é zero.
EFRes
kgCO2e/MWh
Valor padrão do fator de emissão para reservatórios
Decisão do EB23
90
-
-
B.6.3. Cálculo ex-ante das reduções de emissões:
Como demonstrado na Seção B.6.1, não nenhuma fuga ou emissões do projeto a serem consideradas no
cálculo de reduções de emissão. Assim, as reduções de emissão são o mesmo que as emissões de linha de
base:
ERy = BEy
Em que:
ERy = Reduções de emissão no ano y (tCO2/y);
BEy = Emissões de linha de base no ano y (tCO2/y);
ERy = EGBL,y * EFCO2,grid,y - PEy
página 43
Em que:
ERy = Reduções de emissão no ano y (tCO2/y);
EGBL,y = Quantidade de energia gerada e enviada à rede como resultado da implantação da atividade de
projeto MDL no ano y (MWh);
EFCO2,grid,y = Fator de emissão da rede no ano y (tCO2/MWh);
PEy = Emissões do projeto no ano y (tCO2e/ano).
Os últimos valores publicados29 pela AND brasileira para o fator de emissão foram utilizados para
estimar as reduções de emissão são:
Fator de Emissão - Média Anual da Margem de Construção
(tCO2/MWh)
2010
0,1404
Fator de Emissão – Média Mensal da Margem de Operação (tCO2/MWh) – 2010
Janeiro
Fevereiro
Março
Abril
Maio
Junho
Julho
Agosto Setembro
Outubro
0,2111
0,2798
0,2428
0,2379
0,3405
0,4809
0,4347
0,6848
0,7306
0,7320
*Média da margem de operação em 2010 = 0,4786
Novembro
0,7341
Dezembro
0,6348
Como descrito na seção B.6.1, o cálculo do fator de emissão é como segue:
EFgrid, OM,y = 0,5 * 0,1404 + 0,5 * 0,4786
EFgrid, OM,y = 0,0702 + 0,2393
EFgrid, OM,y = 0,3095 tCO2/MWh
Espera-se que a PCH Segredo gere aproximadamente 204.020 MWh/ano, conforme mostrado na tabela
abaixo:
Capacidade Instalada (A)
Horas anuais (B)
Fator de Capacidade (C)
Geração de Energia
(A) * (B) * (C)
26,12 MW
8.760
0,891654
204.020,4
Tabela 14 – Geração anual de energia esperada
Portanto, as reduções de emissão do projeto são:
ERy = 204.020 * 0,3095
29
http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/303076.html#ancora
página 44
ERy = 63.151 tCO2/year
Como explicado na seção B.6.1, a atividade de projeto tem uma densidade de potência entre 4 W/m² e 10
W/m² e, portanto, deve considerar as suas emissões referentes ao reservatório da usina de acordo com a
seguinte equação:
PEHP,y = EFRes * TEGy
1000
Em que:
PEHP,y = Emissões do projeto derivadas do reservatório (tCO2e/yr)
EFRes = Valor padrão do fator de emissão do reservatório de usinas hidrelétricas no ano y
(kgCO2e/MWh)
TEGy = Eletricidade total produzida pela atividade de projeto, incluindo a energia fornecida à rede e a
consumida internamente, no ano y (MWh)
As emissões do projeto (PEHP,y) da PCH Segredo são:
PEHP,y = 90 * 204.020
1.000
PEHP,y = 18.361.800
1.000
PEHP,y = 18.361,80 tCO2e/MWh
Portanto, as reduções de emissão do projeto são:
ERy = 204.020 * 0,3095 – 18.361,80
ERy =44.782,39 tCO2e/ano
página 45
B.6.4. Síntese da estimativa ex-ante das reduções de emissões:
B.7.
Aplicação da metodologia de monitoramento e descrição do plano de monitoramento:
B.7.1. Dados e parâmetros monitorados:
Dado/parâmetro:
Unidade do dado:
EGy
MWh/yr
Descrição:
Quantidade de eletricidade líquida fornecida à rede como resultado da
implantação da atividade de projeto de MDL no ano y
Fonte do dado a ser
usado:
Valor do dado:
Descrição dos métodos
e procedimentos de
medição a serem
aplicados:
Medidor de energia na saída da subestação da PCH.
204.020
Há dois medidores no ponto de saída da PCH: o principal e o de retaguarda.
Ambos são do tipo bi-direcional. Quando o medidor principal falhar e não
operar normalmente, o medidor de retaguarda iniciará as medições de modo
que a informação de geração não será perdida. A calibração dos medidores será
realizada a cada dois anos, de acordo com o regulamento do Operador
Nacional do Sistema – ONS.
Medidores de alta voltagem irão enviar a informação de geração para quatro
pontos:
1. Painel de Controle Operacional da PCH;
2. ONS – via VPN;
3. CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) na qual os
totais mensais serão utilizados para fatura de comercialização.
Serão utilizadas planilhas obtidas mensalmente dos medidores com dados da
página 46
Procedimentos
GQ/CQ
a
aplicados:
Comentários:
geração horária de energia elétrica, que serão comparadas com as planilhas de
geração mensal disponíveis no site da CCEE.
O nível de incerteza da informação é Baixo. Esta informação será utilizada
de para calcular as reduções de emissão. A energia gerada será monitorada pela
serem SEGREDO ENERGIA e será checada de acordo com as planilhas disponíveis
no site da CCEE (comparação entre os dados de operação e relatórios da
CCEE).
-
Dado/parâmetro:
Unidade do dado:
Descrição:
Fonte do dado a ser
usado:
Valor do dado:
e procedimentos de
medição
a
serem
aplicados:
Procedimentos
de
GQ/CQ
a
serem
aplicados:
Comentários:
EFgrid,OM,y
tCO2//MWh
Envio de dados do fator de emissão da margem de operação da rede no ano y
Cálculo de EFgrid,OM,y é fornecido pelo MCT/ONS de acordo com a “Ferramenta
para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico”.
0,4786
O fator de emissão da margem de operação é calculado pelo MCT com os
dados da ONS. O item Efgrid,OM,y da formula sera monitorado e calculado pelo
MCT e ONS, com os dados enviados pelo BIES.
Dado/parâmetro:
Unidade do dado:
Descrição:
Fonte do dado a ser
usado:
Valor do dado:
e procedimentos de
medição
a
serem
aplicados:
Procedimentos
de
GQ/CQ
a
serem
aplicados:
Comentários:
EFgrid,BM,y
tCO2//MWh
Margem de construção do fator de emissçao de CO2 da rede no ano y
O cálculo do EFgrid,BM,y será realizado pelo MCT/ONS.
Estes dados serão aplicados no cálculo ex-post do fator de emissão. Os dados
serão preenchidos anualmente (arquivo eletrônico). Os dados serão arquivados
eletronicamente até dois anos após a conclusão do período de crédito.
Este dado está disponível no site www.mct.gov.br.
0,1404
O fator de emissão da margem construída será calculado pelo MCT, com dados
do ONS. O EFgrid,BM,y itens fórmula também serão monitorados e calculados
pelo MCT e do ONS, com os dados de envio da BIES.
Estes dados serão aplicados em ex-post cálculo do fator de emissão. Os dados
serão apresentados anualmente (arquivo eletrônico). Os dados serão arquivados
eletronicamente até dois anos após a conclusão do período de crédito.
página 47
Dado/parâmetro:
Unidade do dado:
Descrição:
EFgrid,CM,y
tCO2//MWh
O fator de emissão de CO2 da margem combinada para geração de energia da
rede conectada no ano y será calculado utilizando os valores publicados pelo
AND brasileiro.
Fonte do dado a ser Dado para o cálculo de EFgrid,CM,y providenciado pelo MCT/NOS.
usado:
Valor do dado:
0,3095
Descrição dos métodos O fator de emissão ex-post será calculado pelo MCT, com dados do ONS. O
e procedimentos de EFgrid,CM,y itens da fórmula, EFgrid,BM,y e EFgrid,OM,y também serão monitorados e
medição
a
serem calculados pelo MCT e do ONS, com o envio de dados do sistema de rede. Este
aplicados:
valor é atualizado anualmente de acordo com cálculos do MCT para o BIES.
Procedimentos
de Esta informação é de fonte oficial e publicamente disponível. Margem de erro
GQ/CQ
a
serem para os dados é baixa.
aplicados:
Comentários:
Dado/parâmetro:
Unidade do dado:
Descrição:
TEGy
MWh/yr
Eletricidade total produzida pela atividade de projeto, incluindo a energia
elétrica fornecida à rede e a consumida internamente, no ano y.
Fonte do dado a ser Segredo Energia S.A.
usado:
Valor do dado:
204.020
Descrição dos métodos A eletricidade produzida será contabilizada pelos medidores de energia e será
e procedimentos de verificada com o relatório do sistema SCDE emitido pela CCEE.
medição
a
serem
aplicados:
Procedimentos
de GQ/CQ
a
serem
aplicados:
Comentários:
Aplicável a usinas hidroelétricas com uma densidade de potência (PD) maior
do que 4 W/m² e menor ou igual a 10 W/m²
página 48
Dado/parâmetro:
Unidade do dado:
Descrição:
APJ
m²
Área do reservatório único ou múltiplo medido na superfície da água, após a
implantação do projeto, quando o reservatório está cheio.
usado:
Valor do dado:
4.090.000
Descrição dos métodos Assim que a PCH Segredo iniciar suas operações comerciais, a Licença de
e procedimentos de Operação irá confirmar a área do reservatório. Ademais, um relatório técnico
medição
a
serem também será emitido anualmente para confirmar este parâmetro.
aplicados:
Procedimentos
de GQ/CQ
a
serem
aplicados:
Comentários:
Este valor não será alterado. O valor a ser usado para calcular a densidade de
potência do reservatório. Há impacto na aplicabilidade da metodologia e no
cálculo das Reduções Certificadas de Emissões do projeto.
Dado/parâmetro:
Unidade do dado:
Descrição:
CapPJ
W
Capacidade instalada da planta hidrelétrica após a implantação da atividade de
projeto.
usado:
Valor do dado:
26.100.000
Descrição dos métodos A capacidade instalada do projeto é definida pelo conjunto turbina-gerador e
e procedimentos de não será alterado. Estes equipamentos serão verificados anualmente para
medição
a
serem verificar se não foram modificados.
aplicados:
Procedimentos
de GQ/CQ
a
serem
aplicados:
Comentários:
Este valor não sofrerá alterações. Este valor será utilizado para calcular o fator
de potência do reservatório. Apresenta impacto na aplicabilidade da
metodologia e no cálculo de RCEs pelo projeto.
B.7.2. Descrição do plano de monitoramento:
Os dados que devem ser monitorados durante a vida útil prevista no contrato da atividade de projeto é a
quantidade de eletricidade gerada no ano y ou hora h (EGBL,y), que o dono do projeto medirá
continuamente, conforme os procedimentos estabelecidos pela metodologia de monitoramento aprovada
"ACM002 - Consolidated baseline methodology for grid-connected electricity generation from
renewable sources”.
página 49
Os procedimentos de monitoramento para as medições, controle e garantia de qualidade estão descritos a
seguir. O fator de emissão da rede, que será aplicado ex-post, é publicado anualmente pela Comissão
Interministerial de Mudanças Globais do Clima (CIMGC), a AND brasileira.
Procedimentos de Monitoramento
A eletricidade é gerada em uma tensão de 13,8 kV, que é então elevada pelo transformador da usina a
138 kV para ser entregue à rede nacional. A eletricidade gerada pela PCH Segredo será transmitida por
uma linha de transmissão até a subestação da rede, na cidade de Parecis, no Estado de Mato Grosso.
As medições de energia gerada e entregue à rede serão realizadas por dois medidores redundantes de três
fases e quatro fios eletrônicos, que irão enviar os dados para a rede por meio de um gateway. A medição
da geração elétrica será feita em dois pontos:
a. No ponto de saída da casa de força (energia total produzida);
b. No ponto de saída da subestação, ponto em que a energia é despachada para a rede nacional,
integrada com o sistema de controle da subestação, este medidor irá transmitir suas medições
para:
a. Operador Nacional do Sistema (ONS) – via VPN; e
b. CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, que atua para o registro dos
contratos e transações. A CEEE utiliza informação da geração de energia para elaborar
as faturas de serviço de transmissão entre o gerador e o consumidor final, entre outros
usos.
A figura abaixo mostra um diagrama unifilar simplificado indicando a localização dos instrumentos:
Figura 6 – Diagrama unifilar simplificado
Todos os procedimentos para a medição da eletricidade são definidos pelo ONS de acordo com o
"Módulo 12" do documento Procedimentos de Rede, que prevê medições com fins de fatura com o
página 50
objetivo de estabelecer as responsabilidades, a sistemática e os prazos para o desenvolvimento de
projetos no âmbito do Sistema de Medição para Faturamento (SMF), para a manutenção e inspeção do
sistema e para leituras padrão do medidor e certificação do SMF.
Estrutura de Gerenciamento e Organizacional
Todas as faturas e outros documentos fiscais serão armazenados no sistema de contabilidade da Segredo
Energia S/A.
A pessoa responsável pela reunião e arquivamento dos dados será a Sra. Rosmari Teixeira, que é a
responsável por acompanhar o registro da atividade de projeto da PCH Segredo.
A Segredo Energia irá proceder com todas as medidas necessárias para a medição da energia e seu
monitoramento. Ademais, a partir de informações adquiridas da ANEEL e do ONS, será possível
monitorar a geração de energia da PCH Segredo e o mix de geração elétrica da rede.
Controle e Garantia da Qualidade
Calibração
A calibração dos medidores será realizada de acordo com o Sub-Módulo 12.5 “Certificação de padrões
de trabalho” do ONS, que atribui responsabilidades relativas à certificação de padrões e estabelece as
atividades necessárias à orientação dos agentes responsáveis pela manutenção do Sistema de Medição
para Faturamento - SMF no que concerne à garantia da rastreabilidade e à calibração dos seus padrões de
trabalho em referência aos padrões do INMETRO ou dos laboratórios da Rede Brasileira de Calibração RBC.
Quando dúvidas forem detectadas em qualquer um dos medidores, uma ordem é emitida para sua
calibração, teste e reparação.
Manutenção e procedimentos de treinamento
A Segredo Energia é responsável pela manutenção dos equipamentos de monitoramento para lidar com
possíveis ajustes e incertezas referentes à suas informações.
A Segredo Energia é responsável pelo gerenciamento do projeto, bem como pela organização e
treinamento adequado de equipe para técnicas de monitoramento, medição e reportagem.
Arquivo de informações
Todas as informações de medição de energia são armazenadas de acordo com o Sub-Módulo 12.4
“Coleta de dados de medição para faturamento” do ONS, o qual estabelece as responsabilidades e as
atividades relativas à coleta direta e/ou passiva de dados de energia elétrica e de qualidade da energia
elétrica (QEE) dos medidores dos SMF. A coleta direta dos dados do SMF é realizada por meio do
acesso direto do Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE aos medidores.
página 51
O SCDE é responsável pela coleta diária e tratamento dos dados de medição, sendo a aquisição destes
dados realizada de forma automática, diretamente ao medidor. Este sistema possibilita a realização de
inspeções lógicas com acesso direto aos medidores proporcionando maior confiabilidade e acuracidade
dos dados obtidos.
A freqüência de armazenamento e submissão das informações referentes à PCH Segredo será anual.
De acordo com um procedimento interno da PCH Ilha Comprida, todas as informações coletadas como
parte do plano de monitoramento serão armazenadas eletronicamente e serão mantidas por um período de
dois anos após a última emissão de créditos. Os procedimentos de coleta e armazenamento dos dados está
descrito no documento “Procedimento para Controle e Armazenamento de Documentos Relacionados à
Movimentação dos Créditos de Carbono da PCH Segredo”.
B.8.
Data da conclusão da aplicação do estudo da linha de base e da metodologia de
monitoramento e nome da(s) pessoa(s)/entidade(s) responsável(eis):
Data em que a versão inicial da seção de linha de base e da metodologia de monitoramento foi finalizada:
23/01/20112.
Nome da pessoa / entidade responsável pela linha de base –
Empresa: Carbon do Brasil Consultoria Empresarial Ltda.
Rua: Bela Cintra 746, cj 102
Cidade: São Paulo
CEP: 01415-000
País: Brasil
Pessoa de contato: Clóvis Badaró
Titulo: Diretor de projetos
Telefone: +55 (11) 3259-4033
Fax: +55 (11) 3259-4033
E-mail: [email protected]
SEÇÃO C.
C.1.
Duração da atividade do projeto/período de obtenção de créditos
Duração da atividade do projeto:
C.1.1. Data de início da atividade do projeto:
17/12/2010
C.1.2. Estimativa da vida útil operacional da atividade do projeto:
20a-11m, de acordo com a Resolução ANEEL n° 728 de 18/12/200230.
30
http://www.aneel.gov.br/cedoc/res2002728.pdf
página 52
C.2.
Escolha do período de obtenção de créditos e informações relacionadas:
C.2.1. Período de obtenção de créditos renovável:
C.2.1.1.
Data de início do primeiro período de obtenção de créditos:
01/09/2012 (ou data de registro do projeto sob o MDL, o que ocorrer por último)
C.2.1.2.
Duração do primeiro período de obtenção de créditos:
7a-0m
C.2.2. Período de obtenção de créditos fixo:
C.2.2.1.
Data de início:
C.2.2.2.
Duração:
Não aplicável.
Não aplicável.
SEÇÃO D.
Impactos ambientais
D.1.
Documentação sobre a análise dos impactos ambientais, inclusive dos impactos
transfronteiriços:
A resolução CONAMA nº 06/1987 prevê que usinas hidroelétricas com capacidade instalada de até 30
MW não necessitam de EIA/RIMA, mas devem apresentar um Projeto Básico Ambiental.
A legislação nacional requer a emissão das seguintes licenças ambientais:
 Licença Prévia – emitida durante a fase preliminar do planejamento do projeto, atesta viabilidade
ambiental e contendo requerimentos básicos a serão apresentados durante a construção e
operação.
 Licença de Instalação;
 Licença de Operação – emitida antes do fechamento da barragem.
Em relação às licenças e autorizações, o projeto de substituição da PCH Bugres CEEE já obteve o
seguinte:
página 53
DOCUMENTO
LI 57.833/2010
LI 1.373/2007
DATA
DESCRIÇÃO
29/04/2010 até
28/04/2013
04/04/2007 até
03/04/2008
Licença de Instalação
para a PCH Segredo.
Licença de Instalação
para a PCH Segredo.
Autoriza
a
Maggi
Energia S/A a se
estabelecer como um
produtor independente
de energia (PIE) para a
exploração da PCH
Segredo.
Licença Prévia da PCH
Segredo.
Resolução Autorizativa
nº728
18/12/2002
LP 215/2002
31/10/2002 até
31/10/2003
ENTIDADE
RESPONSÁVEL
SEMA
SEMA
ANEEL
SEMA
Tabela 15 – Licenças e Autorizações da PCH Segredo
Até o momento da validação do projeto, que consiste em um projeto greenfield, não havia nenhuma
licença de operação emitida. A licença de operação do projeto será emitida pelo órgão ambiental
competente e será apresentada na primeira verificação para garantir que o projeto cumpre com todos os
requerimentos ambientais legais do país anfitrião.
D.2.
Se os impactos ambientais forem considerados significativos pelos participantes do projeto
ou pela Parte anfitriã, apresente as conclusões e todas as referências que corroboram a
documentação da avaliação de impacto ambiental realizada de acordo com os procedimentos
exigidos pela Parte anfitriã.
A PCH Segredo satisfaz os requerimentos ambientais necessários para sua implantação, como
demonstrado na Tabela 17. Ainda assim, quando do desenvolvimento do Projeto Básico do projeto, os
principais impactos ambientais negativos potenciais pela construção da PCH Segredo foram identificados
e discutidos. O Projeto Básico Ambiental da atividade de projeto propõem uma série de medidas de
prevenção e/ou mitigação destes impactos, que estão distribuídos em 13 Programas Ambientais, descritos
a seguir.
A implantação dos programas é de responsabilidade direta do empreendedor Maggi Energia S.A., sendo
monitorada pela equipe de Monitoramento Ambiental, cuja estrutura prevê a participação de especialistas
a serem contratados para atividades específicas, enquanto a responsabilidade da(s) construtora(s) é a
implementação de todas as ações corretivas que venham a ser solicitadas.
1. Monitoramento Limnológico e de Qualidade da Água
O Programa viabilizará a identificação, prevenção e controle dos problemas do ambiente aquático
durante a etapa de construção, além de subsidiar o Programa de Monitoramento da Ictiofauna. O padrão
de qualidade das águas no trecho de interesse do Rio Juruena antes do início de obras será estabelecido e
página 54
a sua variação ao longo do período de construção monitorada. As alterações na qualidade das águas
decorrentes das atividades de construção serão oportunamente identificadas. Conforme mencionado, a
presença de vetores de doenças de veiculação hídrica será investigada no Programa de Monitoramento
Epidemiológico e de Controle de Vetores. Fenômenos como estratificação térmica, eutrofização e
crescimento de macrófitas aquáticas também serão verificados de maneira periódica, motivando as ações
corretivas pertinentes.
2. Monitoramento Hidrossedimentológico
Um dos aspectos importantes do processo de captação de água para geração de energia elétrica é a vida
útil do reservatório. Surge, então, a necessidade do acompanhamento da sedimentação de materiais
sólidos trazidos para o reservatório.
O transporte de sedimentos pelos rios e córregos ocorre naturalmente pelo lixiviamento das margens e a
partir da ação das chuvas, quando o solo é transportado para a calha dos rios. Também a ação antrópica,
como o desbarrancamento de margens por supressão de mata ciliar, por exemplo, contribuem para o
aumento das taxas de assoreamento destes corpos d’água.
Assim, o monitoramento das taxas de assoreamento é fundamental para subsidiar ações de manutenção e
tomada de medidas corretivas, além de favorecer o conhecimento das taxas de assoreamento e de
sedimentação. Além disso, o conhecimento do tipo de material sedimentado permite uma avaliação do
comportamento hidro dinâmico do barramento e do rio a montante, auxiliando no controle dos impactos
detectados.
3. Programa Geológico, Geotécnico, de Controle de Erosão e Contenção de Taludes
Processos erosivos podem ocorrer devido à existência de solos de baixa coesão nas margens do
reservatório.
De forma geral, a estabilidade ou a erodibilidade de taludes e encostas marginais são definidas pelos
seguintes fatores:
 Características dos solos de cobertura;
 Presença de cobertura vegetal e suas características;
 Uso e ocupação do solo, destacando-se a construção de caminhos de acesos.
Os processos de erosão e instabilização de encostas marginais podem aumentar o risco de assoreamento
marginal do lago, provocando alterações temporárias e localizadas na qualidade da água e na ictiofauna.
4. Gestão Ambiental e Regularização Mineral das Áreas Fonte de Material de Construção e Áreas de
Deposição de Material Excedente
Este programa visa gerenciar a exploração de áreas fonte de material de construção para as obras de
implantação da PCH Segredo, além de auxiliar a regularização mineral das áreas ainda não regularizadas
junto aos órgãos responsáveis.
página 55
Para as obras de implantação da PCH Segredo, as áreas fonte de material de construção serão de dois
tipos, sendo o primeiro deles as jazidas de argila e o segundo, as cascalheiras. Os demais materiais de
construção, como pedra, brita e areia, serão comprados de estabelecimentos comerciais já estabelecidos e
devidamente licenciados. Como se trata de operação comercial será verificado a regularização da
exploração desses materiais pelos comerciantes junto ao DNPM. Caso não seja possível adquirir todos os
materiais de fornecedores regularizados, este Programa prevê o assessoramento ao Empreendedor no que
diz respeito à regularização deste comércio.
Quanto às jazidas de argila e às cascalheiras, em se tratando de utilização das mesmas apenas para as
obras, sem previsão de comercialização do material extraído, não há necessidade de solicitação de
autorização junto ao DNPM.
O Programa contemplará também os procedimentos de gestão ambiental das áreas de deposição de
material excedente, como os bota-foras de solo proveniente de escavações e bota-espera de material
vegetal.
5. Recuperação de Áreas Degradadas
O Programa de recuperação de áreas degradadas (PRAD) é uma importante ferramenta na mitigação dos
impactos gerados por qualquer tipo de empreendimento que modifique a paisagem natural, uma vez que
nele são apresentadas a localização e as ações voltadas para a recuperação dessas áreas. Contudo, quando
o empreendimento é realizado de forma ambientalmente correta, o PRAD se torna um estudo de fácil
execução, uma vez que todas as obras, antes mesmo de serem iniciadas, já contemplam esse viés
ambiental, ou seja, refletem a prática da boa engenharia.
Na fase final dos serviços, será necessário implementar um conjunto abrangente de procedimentos de
desativação de maneira a garantir a recuperação de áreas degradadas e a instauração de processos de
regeneração natural antes da finalização das obras. Como esses procedimentos de desativação são de vital
importância para a efetiva mitigação dos impactos construtivos e para garantir que as condições pósencerramento situem-se próximas às condições anteriores à intervenção, exigindo um esforço
concentrado do Empreendedor e das empresas contratadas, eles são consolidados em um Programa
Ambiental específico.
Será ressaltado que a maior parte das atividades relacionadas com este Programa somente poderá ser
iniciada com o término das obras e a completa desmobilização das frentes de serviço, visto que para a
recuperação destas áreas afetadas é necessário primeiramente que o fator impactante ou degradante seja
finalizado e eliminado para que as intervenções necessárias à recuperação sejam iniciadas.
6. Monitoramento da Ictiofauna
Empreendimentos que modificam o curso dos corpos d’água, como é o caso da instalação de uma PCH,
acabam por alterar as comunidades bióticas existentes, principalmente a ictiofauna.
Especialmente para os organismos aquáticos, estão associados três fatores que desempenham importante
papel na manutenção das comunidades: a qualidade da água, que deve ter suas características e
propriedades físico-químicas adequadas; a vegetação ciliar, que constitui o início da cadeia alimentar
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para a maioria dos organismos de água doce; e o regime hidrológico, o qual condiciona os mais variados
comportamentos da fauna aquática.
Dessa forma, o monitoramento da comunidade ictiofaunística é de grande importância no que diz
respeito à minimização dos impactos gerados. Ressalta-se também que para obtenção do licenciamento
ambiental é necessário um plano de salvamento de peixes para quando do enchimento do reservatório.
7. Monitoramento Epidemiológico e de Controle de Vetores
Diante da crescente demanda por energia elétrica no país, há a proposta de implantação da PCH Segredo
no Rio Juruena, na região noroeste do Estado do Mato Grosso, entre os municípios de Campos de Júlio e
Sapezal.
A modificação do fluxo natural das águas de um rio, devido ao represamento, pode gerar impactos
diversos no meio ambiente, como também sobre as comunidades estabelecidas nas áreas de influencia,
devendo-se considerar, no caso da PCH Segredo, que não há núcleos habitados no entorno do local do
aproveitamento.
Os insetos da família Culicidae, da Subfamília Phlebotominae denominados mosquitos-palha ou
flebotomíneos (família Psychodidae) e os da Subfamília Triatominae (“bicho barbeiro”) nessas áreas de
intensa mudança, serão vistos com atenção, por representarem táxons com várias espécies de interesse
em Saúde Pública. Trata-se de espécies veiculadoras de patógenos ao homem, como os agentes
infecciosos da filariose, malária, febre amarela, dengue, arboviroses diversas e leishmaniones
cutânea/visceral.
Os mosquitos sofrem os efeitos de novos fatores impostos, nas transformações de ambientes lênticos em
lóticos, resultantes do fechamento das barragens. Antes dessa transformação radical, sobrevivem, na fase
imatura, nas planícies de inundação dos rios, geralmente em remansos de águas lentas ou paradas, em
lagoas e brejos. Com a inundação, todos esses habitats são praticamente submersos, porém surgem novos
ambientes propícios ao estabelecimento de nova sucessão ecológica e o rearranjo de uma nova
composição faunística.
Os flebotomíneos, cujos imaturos vivem em solos úmidos, geralmente nos terrenos de áreas umbrosas,
sofrem também severo impacto, com o desmatamento e a inundação. São assim deslocados para fora da
planície de inundação e tendem a sofrer readaptação, nas áreas arbóreas que devem prevalecer junto à
lâmina d’água da nova represa.
Demanda-se também, grande preocupação quanto ao período de construção da barragem, fase que atrai
para região os trabalhadores, geralmente provenientes de áreas distantes sem qualquer informação de
doenças endêmicas. Esses podem desencadear a introdução de novos patógenos na área, principalmente
relacionados às doenças parasitárias. Assim, as áreas do canteiro de obras, suas imediações, bem como as
instalações de moradias, serão monitoradas quanto aos riscos da presença de vetores e a possibilidade da
emergência de agravos.
Portanto, a necessidade de se levantarem dados e informações quanto às questões sanitárias, na área de
influencia das novas represas para geração de energia, principalmente relativas aos vetores de patógenos,
página 57
por meio dos insetos hematófagos justificando-se a pesquisa. Acresce-se que o levantamento dessas
informações permitirá reunir elementos para a aplicação da Vigilância Entomológica e medidas
preventivas ou corretivas, em caso de necessidade.
8. Monitoramento da Fauna
A PCH Segredo será implantada no Rio Juruena. No segundo semestre de 2006 foram realizados
levantamentos faunísticos para a região do Alto Juruena como parte do licenciamento ambiental dos
aproveitamentos energéticos no rio Juruena (AHEs Juruena e Cachoeirão e PCH Jesuíta). Diversos
táxons, incluindo os grupos dos mamíferos de pequeno, médio e grande porte, além de morcegos, aves e
a herpetofauna foram levantados. Para algumas espécies, esses dados podem ser representativos da fauna
existente na região de implantação da PCH Segredo.
Conforme os resultados obtidos nas campanhas de campo, a fauna terrestre é representada por espécies
amazônicas e do cerrado, sendo considerada como uma fauna transicional.
9. Monitoramento Florestal
O presente programa de monitoramento de flora visa avaliar a evolução do grau de conservação ou
degradação da estrutura dos diferentes fragmentos florestais interceptados em função das obras de
implantação da PCH Segredo, bem como monitorar as alterações sobre essa vegetação e seu entorno.
10. Plano de Enchimento do Reservatório e Plano de Resgate da Fauna e Flora
Empreendimentos que modificam a paisagem natural acabam por impactar os vários nichos ecológicos,
principalmente aqueles que se referem à fauna e à flora. Dessa forma, torna-se necessário o
desenvolvimento de um Plano de Enchimento do Reservatório e, em consonância a este, um Plano de
Resgate da Fauna e Flora, que apresente, em suas atividades, a captura e o reassentamento de animais
silvestres, bem como a coleta e a preservação de algumas espécies da flora existentes nas áreas a serem
atingidas pela supressão de vegetação, realizada para a formação do reservatório.
11. Educação Ambiental e Comunicação Social
A Lei nº 9.795, de 27/04/1999, instituiu a Política Nacional de Educação Ambiental, onde se define a
educação ambiental como “processos por meio dos quais o indivíduo e a coletividade constroem valores
sociais, conhecimentos, habilidades, atitudes e competências voltadas para a conservação do meio
ambiente, bem de uso comum do povo, essencial à sadia qualidade de vida e sua sustentabilidade” (art.
1).
O plano de comunicação social é justificado pela construção de empreendimentos de geração de energia
elétrica, mesmo as de pequeno porte, que interferem direta e indiretamente na vida da população,
alterando seu cotidiano e criando expectativas e demandas diferenciadas quanto à sua implantação e
operação. A ausência de informações básicas relativas ao empreendimento cria condições para
divulgação de notícias equivocadas, o que acaba por gerar um clima de insegurança em nível local. A
ausência de informações tende, ainda, a funcionar como um complicador para a execução das ações que
visam mitigar os impactos gerados pela construção da usina.
página 58
12. Prospecção, Resgate e Preservação do Patrimônio Arqueológico, Histórico e Cultural
O programa de prospecção arqueológica foi elaborado de acordo com as normas e os procedimentos
exigidos pelas Portarias nº 07/88 e 230/02 do IPHAN, as quais dispõem sobre os pedidos de autorização
para o desenvolvimento de pesquisas arqueológicas.
Conforme o art. 20 da Constituição Federal do Brasil e a Lei 3.924/61, os bens arqueológicos são
considerados bens da União e devem ser estudados antes que qualquer obra possa vir a comprometê-los.
A implantação de uma PCH potencialmente lesiva aos bens ambientais e culturais encontrados no
subsolo exige um programa de prospecção arqueológica em locais que sofrerão impactos diretos e
indiretos da obra.
13. Controle Ambiental na Etapa de Construção – Manual de Monitoramento
Para assegurar o cumprimento das condicionantes e compromissos ambientais decorrentes do processo de
licenciamento ambiental da PCH Segredo, o empreendedor contará com um programa de controle
ambiental das obras. O objetivo deste programa é de supervisionar e documentar de maneira extensiva e
ininterrupta a execução das obras, e a respectiva aplicação das devidas medidas mitigadoras e
compensatórias.
SEÇÃO E.
Comentários das partes interessadas
E.1.
Breve descrição de como foram solicitados e compilados os comentários das partes
interessadas locais:
Conforme a Resolução n º 1 de 01 de setembro de 2003 e Resolução n º 7 de 7 de março de 2008, emitida
pela AND brasileira - Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima (CIMGC), os projetos
MDL devem enviar uma carta descrevendo as atividades e solicitando comentários de partes interessadas
locais. Cartas-convite foram enviadas em 16/06/2011 para os agentes listados abaixo (cópias das cartas e
confirmação de envio do correio recebimento estão disponíveis mediante solicitação).











Ministério Público Federal;
Fórum Brasileiro de ONGs e Movimentos Sociais para o Meio Ambiente e Desenvolvimento –
FBOMS;
Ministério Público Estadual do Mato Grosso;
Secretaria de Estado do Meio Ambiente do Mato Grosso;
Prefeitura Municipal de Campos de Júlio - MT;
Câmara dos Vereadores de Campos de Júlio - MT;
Secretaria Municipal de Agricultura e Meio Ambiente de Campos de Júlio - MT;
Associação Comercial e Industrial de Campos de Júlio – MT;
Prefeitura Municipal de Sapezal – MT;
Câmara dos Vereadores de Sapezal – MT;
Secretaria Municipal de Agricultura e Meio Ambiente de Sapezal – MT;
página 59

Associação Comercial e Empresarial de Sapezal – MT.
O
DCP
da
PCH
Segredo
está
disponível
http://luminaenergia.com.br/new/docs/carbon/DCP%20Segredo.pdf
E.2.
no
seguinte
Síntese dos comentários recebidos:
Nenhum comentário das partes interessadas foi recebido.
E.3.
Relatório sobre como foram devidamente considerados os comentários recebidos:
Nenhum comentário das partes interessadas foi recebido.
link:
página 60
Anexo 1
INFORMAÇÕES DE CONTATO DOS PARTICIPANTES DA ATIVIDADE DO PROJETO
Organização:
Rua/Caixa Postal:
Edifício:
Cidade:
Estado/Região:
CEP:
País:
Telefone:
FAX:
E-mail:
URL:
Representado por:
Cargo:
Forma de tratamento:
Sobrenome:
Nome:
Departamento:
Celular:
FAX direto:
Tel. direto:
E-mail pessoal:
Segredo Energia S.A.
Estrada SZ 01 km 20
Sapezal
Mato Grosso
78365-000
Brasil
+55 65 3318.4800 / +55 65 3383.5400
[email protected]
-
Organização:
Rua/Caixa Postal:
Edifício:
Cidade:
Estado/Região:
CEP:
País:
Telefone:
FAX:
E-mail:
URL:
Representado por:
Cargo:
Sobrenome:
Nome:
Departamento:
Celular:
Mitsubishi Corporation
16-3, Konan 2-chome, Minato-ku
Tokyo
108-8228
Japan
-
Diretor Superintendente
Sr.
Rubert
Roberto
+55 65 9915.8480
+55 65 3318.4842
[email protected]
Mr
Keida
Ichiro
-
página 61
FAX direto:
Tel. direto:
E-mail pessoal:
-
Organização:
Rua/Caixa Postal:
Edifício:
Cidade:
Estado/Região:
CEP:
País:
Telefone:
FAX:
E-mail:
URL:
Representado por:
Carbon do Brasil Consultoria Empresarial Ltda.
Rua Bela Cintra 746, Conjunto 102
São Paulo
São Paulo
01415-000
Brazil
+55 11 3259- 4033
-
Cargo:
Sobrenome:
Nome:
Departamento:
Celular:
FAX direto:
Tel. direto:
E-mail pessoal:
Director
Mr.
Galvão
Badaró
Clóvis
+55 11 8384.0022
[email protected]
página 62
Anexo 2
INFORMAÇÕES SOBRE FINANCIAMENTO PÚBLICO
Não há financiamentos públicos para esse projeto.
página 63
Anexo 3
INFORMAÇÕES SOBRE A LINHA DE BASE
Em Julho 2005, um grupo de trabalho composto pelo Ministério de Minas e Energia – MME e o
Ministério de Ciência e Tecnologia – MCT, com a participação do Operador do Sistema Elétrico (ONS),
foi criado para disponibilizar para os proponentes de projetos MDL as informações necessárias para
atividades de projetos ligados a rede. De acordo com a versão 2 da metodologia ACM0002, qual era a
versão mais recente na época, a análise dos dados de despacho foi indicado como o método mais
adequado para calcular os fatores de emissão, mas exigiu informações diárias detalhadas sobre o
despacho de energia de cada subsistema.
O MME, MCT e NOS trabalharam juntos para ajustar a metodologia para as circunstâncias particulares
do sistema elétrico Brasileiro. Para assegurar a transparência do processo, os detalhes do critério adotado
na aplicação da metodologia no Brasil são amplamente disseminados na página virtual do MCT
(http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/50862.html). Além disso, duas reuniões foram feitas
com especialistas e partes interessadas em projetos em desenvolvimento, um no Rio de Janeiro, em 20 de
Março 2007, antes da divulgação dos resultados, e outra em Brasília, em 16 de Agosto 2007, para discutir
do critério utilizado. A questão mais importante para proponentes do projeto não foi a metodologia mas a
definição do numero de subsistemas no SIN.
O grupo de trabalho, após discutir problemas relevantes, proposto pela adoção de quatro subsistemas,
seguindo a subdivisão adotada pelo ONS no despacho pelo SIN, que é Norte, Nordeste, Sudeste/CentroOeste e Sul. Fatores de emissão de CO2 têm sido calculados sistematicamente pelo ONS desde Janeiro de
2006 e publicado na página virtual do MCT. Concomitantemente o Comitê Interministerial de Mudanças
Globais do Clima (CIMGC, uma divisão do MCT) submeteu ao Conselho Executivo do MDL uma
descrição de como a metodologia ACM0002 foi aplicada no Brasil.
A estrutura de quatro subsistemas então adotada diferiu da estrutura adotada pela grande maioria dos
projetos já submetidos ao CIMGC, quais consideraram apenas dois subsistemas (Norte/Nordeste e
Sul/Sudeste/Centro-Oeste).
Para ampliar o debate, o CIMGC fez uma Consulta Pública de 7 de dezembro 2007 a 31 de janeiro 2008,
exigindo comentários no critério adotado para a aplicação da metodologia ACM0002 no Brasil. Como
resultado, 21 submissões foram recebidas de varias instituições envolvidas na questão. As contribuições
criticaram principalmente a estrutura de quatro subestações (qual foi questionada por todas as
submissões). A adoção de quatro subsistemas foi apoiada por apenas uma submissão; os outros
preferiram a adoção de dois subsistemas ou apenas um sistema. Outras questões adereçadas eram de
viabilizar projetos de energia renovável em regiões diferentes, ajustando a metodologia ACM0002 ao
SIN, e possíveis definições retratando restrições de transmissão no MDL, além de outros.
Em 25 de Fevereiro 2008, uma reunião do grupo de trabalho foi feita para considerar as submissões.
Como criticas focaram na estrutura de subsistemas, o grupo analisou as alternativas sugeridas, quais
podem ser agrupadas em:
1) Quatro Subsistemas: Norte, Nordeste, Sudeste/Centro-Oeste, Sul.
página 64
2) Dois Subsistemas: Norte/Nordeste, Sul/Sudeste/Centro-Oeste.
3) Um único sistema.
Deve se notar que durante o período de Consulta Pública, o Conselho Executivo do Mecanismo de
Desenvolvimento Limpo aprovou em Bonn, Alemanha, uma nova versão (número 7) da metodologia
ACM0002, qual indica a ferramenta metodológica especifica para calcular o fator de emissão de sistemas
elétricos. A respeito do numero de subsistemas de uma rede elétrica, essa ferramenta apresentou dois
critérios que poderiam ser utilizados para identificar restrições de transmissão entre dois subsistemas. Tal
critério, que são reproduzidas abaixo, não são mandatárias nem suplementares, mas apenas critérios
possíveis para identificar restrições significantes de transmissão, como sugerido na ferramenta
metodológica:
a) Em caso de sistemas elétricos com mercados locais para eletricidade, quando há diferenças
no preço da eletricidade (sem custos de transmissão e distribuição) de mais que 5% entre os
sistemas durante 60% ou mais das horas do ano.
b) Quando a linha de transmissão é operada a 90% ou mais de sua capacidade nominal durante
90% ou mais das horas no ano.
O grupo de trabalho utilizou a alternativa (1) – configuração dos quatro subsistemas (Norte, Nordeste,
Sudeste/Centro-Oeste, Sul) – para verificar a possibilidade de utilizar a alternativa (2), por meios de
análises de possíveis restrições de transmissão entre Norte e Nordeste, por um lado, e entre o Sul e
Sudeste/Centro-Oeste, no outro, de acordo com os critérios propostos (a) e (b). Simulações foram feitas
pelo ONS e avaliados por outros membros do grupo de trabalho. As descobertas nesse estágio foram que
não há restrições de transmissão entre o Sul e Sudeste/Centro-Oeste, e nem entre o Norte e Nordeste.
Depois, uma análise foi feita para verificar se houveram restrições de transmissão entre os dois
subsistemas (Norte/Nordeste, Sul/Sudeste/Centro-Oeste). A respeito ao critério (a), opções mais o menos
conservativas foram analisadas para os cálculos, como, a inclusão ou não do subsistema Sul nos cálculos
de diferenças de percentual de preço. Por meio de uma análise de sensibilidade, foi considerado que de
acordo com critérios que refletem mais aproximado a operação atual do SIN, as percentagens de tempo
durante quais os preços se diferiram em mais de 5 % seriam de 60%, qual é dentre o limite sugerido na
ferramenta de cálculo, assim indicando que não há restrições significantes de transmissão. Em relação ao
critério (b) (saturação da linha), o grupo não comparou o fluxo entre os subsistemas com a capacidade
nominal de transmissão entre os subsistemas porque é um procedimento complexo, qual depende nas
configurações do sistema interligado observado durante a operação e a direção dos fluxos entre regiões.
Essa análise simplificada foi considerada conservadora, como pode incluir restrições além da capacidade
nominal como mencionado na ferramenta do Conselho Executivo. As simulações indicaram que apenas
70% das horas do ano houve transmissão a 90% ou mais da capacidade nominal. Também indicaram que
não houve restrições de transmissão. Portanto, uma análise detalhada do fluxo entre os sistemas ao longo
do tempo não foi necessário.
O grupo de trabalho se reuniu dia 28 de Abril de 2008, no MME, e analisou os resultados das simulações
feitas.
página 65
Os membros do grupo concordaram por consenso que as restrições de transmissão atuais entre os
subsistemas do SIN não são significantes bastante para reduzir o benefício global do projeto, de acordo
com a região onde estão implantadas, sendo assim aconselhado a adotar a configuração de um único
sistema elétrico no Brasil.
Essa decisão não deve afetar de qualquer maneira a configuração atual utilizada pelo ONS no
planejamento operacional, assim como contabilidade e definição de preço de energia como realizado pela
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, qual adota a subdivisão do SIN em quatro
subsistemas. Também destacou que a base técnica fornecida pelas simulações permite abordagens
diferentes a serem feitas em cada caso.
Por último, o grupo apontou que o processo evolutivo do SIN deve somente confirmar a decisão de
adotar um sistema único para calcular o fator de emissão de CO2, como a expansão do suporte de
transmissão de eletricidade entre os subsistemas irá promover reduções graduais nas restrições de
transmissão e irá permitir a implementação de um projeto e um determinado subsistema para produzir
benefícios nos outros subsistemas do SIN.
O CIMGC, em sua 43ª reunião em 29 de Abril de 2008, após considerar as descobertas do grupo de
trabalho, decidiu adotar um SISTEMA ÚNICO como padrão para projetos MDL utilizando a ferramenta
para calcular fatores de emissão para estimar suas reduções de gases de efeito estufa.
Abaixo é mostrado o mapa do Sistema Interligado Nacional:
página 66
Anexo 4
INFORMAÇÕES SOBRE MONITORAMENTO
O plano de monitoramento será executado baseado nos procedimentos simplificados de linha de base e
monitoramento estabelecido na ACM002 “Consolidated baseline methodology for grid-connected
electricity generation from renewable sources”, versão 12.1.
A Segredo Energia S/A irá proceder com os procedimentos estabelecidos e irá colocar num relatório
dados relacionados à eletricidade gerada pela tecnologia renovável.
Todos os procedimentos que serão utilizados no monitoramento estão descritos no item B.7.

DCP PCH Segredo

Transcrição

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