FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO

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MECANISMO DE DESENVOLVIMENTO LIMPO

FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO (CDM-PDD)

Versão 3 - em vigor desde: 28 de julho de 2006

SUMÁRIO

A. Descrição geral da atividade do projeto

B. Aplicação de uma metodologia de linha de base e monitoramento

C. Duração da atividade do projeto/período de obtenção de créditos

D. Impactos ambientais

E. Comentários das partes interessadas

Anexos

Anexo 1: Informações de contato dos participantes da atividade do projeto

Anexo 2: Informações sobre financiamento público

Anexo 3: Informações sobre a linha de base

Anexo 4: Plano de monitoramento

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SEÇÃO A. Descrição geral da atividade do projeto

A.1. Título da atividade do projeto:

Título do Projeto: PCH Ijuizinho II CEEE

Versão DCP: 1

Data: 07/03/2012

A.2. Descrição da atividade do projeto:

A Pequena Central Hidrelétrica Ijuizinho II CEEE (daqui em diante referida como “PCH Ijuizinho”)

iniciou sua operação em 1950, explorando o potencial energético do rio Ijuizinho com uma capacidade

instalada de apenas 1 MW. A PCH localiza-se nos municípios de Eugênio de Castro e Entre-Ijuis, no

Estado do Rio Grande do Sul, na região Sul do Brasil.

A substituição dos equipamentos da PCH Ijuizinho será realizada pela CEEE-GT, a concessionária do

projeto, e serão adicionados 15 MW com três turbinas tipo Francis e três geradores. A capacidade

instalada final do projeto será de 15 MW, uma vez que os equipamentos existentes serão desativados. A

barragem existente também será modificada e o projeto hidráulico original da PCH Ijuizinho sofrerá

modificações substanciais. Como justificado na Seção B.4, na ausência da atividade de projeto da PCH

Ijuizinho, a PCH Ijuizinho continuaria a gerar energia, sem que fossem necessários investimentos para

manter a situação atual.

A Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT é uma empresa de

economia mista pertencente ao Grupo CEEE, concessionária de serviços públicos de energia elétrica na

região sul-sudeste do Estado do Rio Grande do Sul. As usinas hidrelétricas da CEEE-GT, localizadas em

dois principais sistemas, Jacuí e Salto, totalizam uma potência própria instalada de 909,9 MW.

A CEEE-GT é a responsável pela maioria das instalações que compõem a Rede Básica de Transmissão

do Estado, viabilizando o transporte e suprimento de energia às Concessionárias de Distribuição que

atuam no RS. As instalações de propriedade da CEEE e aquelas sob a sua responsabilidade,

disponibilizadas para o Estado, são compostas por 64 Subestações, totalizando uma potência de 7.800

MVA.

O projeto proposto reduz as emissões de gases de efeito estufa (GEE) que teriam ocorrido de outra

maneira na ausência da atividade de projeto, evitando a geração de energia por fontes de combustível

fóssil nas margens operacional e de construção do sistema. É importante destacar que as estimativas de

cenários futuros revelam um aumento no consumo de combustíveis fósseis, de acordo com a intenção do

governo brasileiro em diversificar as fontes de geração de energia, segundo seus últimos estudos

divulgados.

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Contribuição do projeto ao desenvolvimento sustentável

A atividade de projeto proposta tem o objetivo de auxiliar o Brasil atender sua crescente demanda por

eletricidade devido ao desenvolvimento econômico do país, e a aumentar a participação de fontes

renováveis de energia na rede nacional. Esta fonte limpa e renovável de energia também terá uma

importante contribuição ao desenvolvimento sustentável pela redução da emissão de gases de efeito

estufa (GEE), por evitar a geração de eletricidade por usinas de combustível fóssil conectadas à rede.

A PCH Ijuizinho irá melhorar o fornecimento de eletricidade a partir do potencial renovável hidrológico

enquanto contribuirá também ao desenvolvimento econômico regional/local. Este desenvolvimento será

alcançado pela redução da dependência nacional de combustíveis fósseis, reduzindo, portanto a poluição

gerada e seus custos associados. O projeto também irá contribuir para o aumento de oportunidades de

emprego na área em que está localizado, pela construção da usina e por sua operação e manutenção.

A.3. Participantes do projeto:

Nome da parte envolvida (*)

((o anfitrião) indica a parte

anfitriã)

Entidade(s) privada(s) e/ou

pública(s) participantes do

projeto (se for o caso):

Por gentileza, indique se a parte

envolvida deseja ser considerada

como participante do projeto

(Sim/Não)

Brasil (anfitrião)

Entidade Privada: CEEE-GT Não

Entidade Privada: Lumina

Engenharia e Consultoria Ltda. Não

(*) De acordo com as modalidades e procedimentos do MDL, no período de disponibilizar o DCP-MDL

ao público no estágio de validação, uma parte envolvida pode ou não ter fornecido sua aprovação. No

momento de solicitar o registro, é necessária a aprovação da(s) Parte(s) envolvida(s).

Tabela 1 – Partes e entidades privadas e públicas envolvidas na atividade

A.4. Descrição técnica da atividade do projeto:

A.4.1. Local da atividade do projeto:

A.4.1.1. Parte(s) anfitriã(s):

Brasil

A.4.1.2. Região/Estado/Província, etc.:

Rio Grande do Sul

A.4.1.3. Município/Cidade/Comunidade, etc.:

Eugênio de Castro

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A.4.1.4. Detalhes da localização física, inclusive informações que

possibilitem a identificação inequívoca desta atividade de projeto (máximo de uma página):

A PCH Ijuizinho localiza-se no rio Ijuizinho, nos municípios de Eugênio de Castro e Entre-Ijuis, no

Estado do Rio Grande do Sul. A localização dos municípios é apresentada na Figura 1. As coordenadas

geográficas do projeto são 28°26’32.47’’S e 54°17’21.32’’ O (barragem) e 28°26’7.38’’S e

54°17’17.30’’O (casa de força) e são apresentadas na Figura 2.

Figura 1 – Localização de Eugênio de Castro e Entre-Ijuis

Fonte: http://en.wikipedia.org/wiki/Eug%C3%AAnio_de_Castro

http://pt.wikipedia.org/wiki/Entre-Iju%C3%ADs

Eugênio de Castro Entre-Ijuis

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Figura 2 – Localização Geográfica da PCH Ijuizinho II CEEE

Fonte: Google Earth

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A.4.2. Categoria(s) da atividade do projeto:

Escopo Setorial 1 - Indústrias de Energia (Fontes Renováveis / Não Renováveis)

A.4.3. Tecnologia a ser empregada pela atividade do projeto:

Os equipamentos e tecnologia da PCH Ijuizinho foram aplicados com sucesso em projetos similares no

Brasil e no mundo, de acordo com a legislação nacional para projetos de usinas hidrelétricas. Ademais, o

projeto utiliza apenas equipamentos nacionais e, portanto, não há nenhuma transferência de tecnologia ou

conhecimento para o País Anfitrião. O arranjo geral da PCH Ijuizinho é mostrado na Figura 3.

A PCH Ijuizinho iniciou sua operação em 1950, explorando o potencial do rio Ijuizinho com uma

capacidade instalada de apenas 1 MW, e com um reservatório de 0,038 km².

A atividade de projeto de substituição aqui proposta irá adicionar 15 MW à PCH Ijuizinho com três

turbinas tipo Francis e três geradores síncronos. O fator de carga previsto do projeto é de 57,86%, com

base em uma energia média de 8,68 MW. Ademais, o reservatório da usina será aumentado para 1,01

km². Como justificado na Seção B.4, na ausência da atividade de projeto, a PCH Ijuizinho continuaria a

gerar energia, com a necessidade apenas de gastos referentes à operação e manutenção da usina.

Apesar de a atividade de projeto considerar um aumento na área do reservatório existente, a densidade de

potência do projeto é maior do que 10 W/m² e, portanto, não é necessário considerar nenhuma emissão

de CH4 proveniente do reservatório. As únicas emissões de GEE consideradas são as emissões de linha

de base de CO2 de usinas de combustíveis fósseis na rede, que são compensadas pela atividade de

projeto.

A subestação existente da PCH Ijuizinho será desativada e uma nova subestação será construída, com 20

MVA, e será conectada à subestação de Santo Ângelo por meio de uma linha de transmissão de 69 kV e

6 km de comprimento.

Equipamentos a serem instalados no local:

Turbinas: 3 (três) tipo Francis, eixo horizontal

Geradores: 3 (três) síncronos, eixo horizontal

As tabelas abaixo apresentam as principais características técnicas e os equipamentos da atividade de

projeto:

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PARAMETRO VALOR FONTE

Capacidade Instalada Anterior

(MW) 1,00

Projeto Básico

Nova Capacidade Instalada (MW) 15 Ficha Técnica ANEEL, Projeto

Básico

Energia Anterior (MW médios) 0,50 Série histórica.

Nova Energia (MW médios) 8,68 Ficha Técnica ANEEL, Projeto

Básico

Geração Estimada Anual (MWh) 76.036,80 Calculada com base na nova energia

do projeto.

Área do Reservatório Anterior

(km²) 0,038

Licença de Operação n° 9.118/2008-

DL emitida pela FEPAM.

Aumento do Reservatório (km²) 0,972 Calculada com a diferença entre a

area nova e anterior do reservatório.

Nova Área do Reservatório (km²) 1,01 Ficha Técnica ANEEL, Projeto

Básico

Queda d’água (m) 26,50 Ficha Técnica ANEEL, Projeto

Básico

Vazão Média por Tubina (m³/s) 21,93 Ficha Técnica ANEEL, Projeto

Básico

Geração de Baixa Voltagem (kV) 6,9 Ficha Técnica ANEEL, Projeto

Básico

Geração de Alta Voltagem (kV) 69 Ficha Técnica ANEEL, Projeto

Básico

Comprimento do Canal de Adução

(m) 570

Ficha Técnica ANEEL, Projeto

Básico

Tabela 2 – Principais características da PCH Ijuizinho II CEEE

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TURBINAS

Tipo Francis

Unidades 3

Potência Unitária Nominal 5,208 MW

Rotação Síncrona 276,9 rpm

Queda de Referência 26,5 m

Vazão Unitária Nominal 21,93 m³/s

Eficiência Média 86,9%

GERADORES

Unidades 3

Potência Unitária Nominal 5,560 MVA

Tensão Nominal 6,9 kV

Fator de Potência 0,9

Tabela 3 – Equipamentos e características técnicas da atividade de projeto

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Figura 3 – Arranjo geral da PCH Ijuizinho II CEEE

BARRAGEM

RESERVATÓRIO

CANAL DE ADUÇÃO

CASA DE

FORÇA

CONDUTO

FORÇADO

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A.4.4. Quantidade estimada de reduções de emissões ao longo do período de obtenção de

créditos escolhido:

O projeto deverá gerar uma redução estimada de 104.960 tCO2e durante o período de crédito renovável

de 7 anos selecionado. Observe que as reduções de emissão reais serão baseadas nos dados de

monitoramento, podendo diferir da estimativa apresentada abaixo.

Ano Estimativa anual de redução de

emissões em tCO2e

2013 14.960

2014 14.960

2015 14.960

2016 14.960

2017 14.960

2018 14.960

2019 14.960

Total estimado de reduções (tCO2e) 104.960

Número total de anos de crédito 7

Média anual de reduções estimadas

durante o período de crédito (tCO2e) 14.960

Tabela 4 – Estimativa de redução de emissões do projeto da PCH Ijuizinho

A.4.5. Financiamento público da atividade do projeto:

Não há financiamento público das Partes do Anexo I neste projeto.

SEÇÃO B. Aplicação de uma metodologia de linha de base e monitoramento

B.1. Título e referência da metodologia aprovada de linha de base e monitoramento aplicada à

atividade do projeto:

- EB65/Anexo 16 - ACM0002 – “Metodologia Consolidada de linha de base para geração de

energia elétrica por fontes renováveis conectadas à rede” (versão 12.3.0);

- EB60/Anexo 7 - “Ferramenta combinada para identificação do cenário de linha de base e

demonstração da adicionalidade” (versão 03.0.1);

- EB65/Anexo 21 - "Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade" (versão 06.0.0);

- EB63/Anexo 19 - "Ferramenta para calcular o Fator de Emissão de um sistema elétrico" (versão

02.2.1).

Para mais informações acerca das metodologias acima, visite o link:

http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/approved

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B.2. Justificativa da escolha da metodologia e da razão pela qual ela se aplica à atividade do

projeto:

A metodologia ACM0002 versão 12.3.0 é aplicável à projetos de geração de energia elétrica por fontes

renováveis conectados à rede que (a) instalam uma nova usina em um local onde não há nenhuma usina

de geração de energia elétrica por fontes renováveis que tenha sido operada anteriormente à implantação

da atividade de projeto (greenfield); (b) envolvem a adição de capacidade; (c) envolvem um retrofit de

uma usina já existente; ou (d) envolvem a substituição de uma usina existente.

Além disso, a metodologia só é aplicável se as seguintes condições forem atendidas:

A atividade de projeto é a instalação, adição de capacidade, retrofit ou substituição de uma

usina/unidade de um dos seguintes tipos: hidrelétrica (a fio d’água ou com reservatório de água),

eólica, geotérmica, solar ou oceânica;

No caso de adições de capacidade, retrofits ou substituição (exceto para projetos de adição de

capacidade nos quais a geração de eletricidade na usina existente não é afetada): a usina existente

iniciou sua operação comercial antes do início de um período histórico de referência de 5 anos,

utilizado para o cálculo das emissões de linha de base e definido na seção de emissões de linha

de base, e nenhuma ação de expansão da capacidade ou retrofit da usina ocorreu entre o início

deste período histórico e a implantação da atividade de projeto;

No caso de usinas hidrelétricas, uma das seguintes condições deve ser aplicável:

o A atividade de projeto é implantada em um reservatório existente único ou múltiplo, sem

que haja modificação em seu volume;

o A atividade de projeto é implantada em um reservatório existente único ou múltiço, no

qual o volume do reservatório aumenta e a densidade de potência (Power Density - PD),

segundo as definições descritas na seção de Emissões do Projeto, é superior a 4 W/m²;

o A atividade de projeto resulta em um novo reservatório único ou múltiplo no qual a

densidade de potência, de acordo com as definições da seção de Emissões do Projeto, é

superior a 4 W/m².

Ademais, a metodologia também prevê que no caso de usinas hidrelétricas que utilizem reservatórios

múltiplos em que a densidade de potência de qualquer reservatório é menor do que 4 W/m², todas as

seguintes condições devem ser aplicáveis:

A densidade de potência calculada para toda a atividade de projeto utilizando a equação 5 é

maior do que 4 W/m²;

Reservatórios múltiplos e usinas hidrelétricas localizadas no mesmo rio e que são designadas

para funcionarem juntas como um projeto integrado que constitui coletivamente a geração de

capacidade da usina combinada;

A vazão de água entre reservatórios múltiplos não é utilizada por nenhuma outra usina

hidrelétrica que não faz parte da atividade de projeto;

A capacidade instalada total da usina, que utiliza água dos reservatórios com densidade de

potência menor do que 4 W/m², é menor do que 15 MW;

A capacidade instalada total da usina, que utiliza água dos reservatórios com densidade de

potência menor do que 4 W/m², é 10% menor do que a capacidade instalada total da atividade de

projeto para múltiplos reservatórios.

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No caso de projetos de retrofits, substituições ou adição de capacidade, a metodologia ACM0002 só é

aplicável se o cenário de linha de base identificado for a “continuação da situação atual, i.e. utilizar o

equipamento de geração de energia elétrica existente e utilizado antes da implantação da atividade de

projeto e seguindo a prática-comum de manutenção”.

A atividade de projeto proposta envolve a substituição de uma usina existente (d) e será implantada em

um reservatório existente, localizado no Rio Ijuizinho. A densidade de potência do projeto (PD) é

calculada a seguir:

Onde:

PD = Densidade de potência da atividade de projeto (W/m²);

CapPJ = Capacidade instalada da usina hidrelétrica após a implantação da atividade de projeto (W);

CapBL = Capacidade instalada da usina hidrelétrica antes da execução da atividade de projeto (W). Para

novas usinas hidrelétricas, este valor é zero;

APJ = Área do reservatório medido na superfície da água, após a implantação da atividade de projeto,

quando o reservatório estiver cheio (m²);

ABL = Área do reservatório medido na superfície da água, antes da execução da atividade de projeto,

quando o reservatório estiver cheio (m²). Para novos reservatórios, este valor é zero.

Para a PCH Ijuizinho II CEEE, a densidade de potência é demonstrada abaixo:

PD = 15.000.000 – 1.000.000

1.010.000 – 38.000

PD = 14.000.000

972.000

PD = 14,40 W/m²

A atividade de projeto consiste na substituição da turbina e do gerador existentes na PCH Ijuizinho por

equipamentos novos, que irão fornecer uma capacidade instalada de 15 MW à nova usina. O projeto

também considera um aumento na área do reservatório atual, de 0,038 km² para 1,01 km², considerando

uma densidade de potência de 14,40 W/m², valor superior ao requerido pela metodologia de 4 W/m².

Ademais, conforme requerido pela metodologia ACM0002 e justificado na seção B.4, o cenário de linha

de base do projeto é a “continuação da situação atual, i.e. utilizar o equipamento de geração de energia

elétrica existente e utilizado antes da implantação da atividade de projeto e seguindo a prática-comum de

manutenção”.

Portanto, a AMC0002 “Metodologia Consolidada de linha de base para geração de energia elétrica por

fontes renováveis conectadas à rede”, versão 12.3.0, é aplicável à atividade de projeto.

PD = CapPJ - CapBL

APJ – ABL

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B.3. Descrição das fontes e dos gases abrangidos pelo limite do projeto:

De acordo com a última versão da metodologia ACM0002, o local geográfico e físico da fronteira da

atividade de projeto inclui o projeto e geração de energia elétrica e todas as usinas de geração de energia

elétrica conectadas fisicamente ao sistema de eletricidade que o projeto MDL conecta-se. A fronteira da

PCH Ijuizinho é mostrada na figura abaixo:

Figura 4 – Fronteira da atividade de projeto

Como mostrado na figura acima, a fronteira do projeto compreende a área em que o projeto está

localizado, abrangendo a área do reservatório e sua barragem, a casa de força com seus principais

equipamentos, como as turbinas e geradores, a subestação da PCH Ijuizinho II CEEE e sua conexão com

a rede.

Ademais, é importante ressaltar que a Autoridade Nacional Designada, a Comissão Interministerial de

Mudança Global do Clima – CIMGC adotou um único sistema elétrico, o Sistema Interligado Nacional –

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SIN pela Resolução nº 8, de 26/05/20081, sob a qual se estabelece que o fator de emissão do SIN será

regularmente determinado e publicado pela CIMGC.

Os gases de efeito e estufa e as fontes de emissão incluídas na fronteira do projeto são apresentados na

tabela abaixo:

Fonte Gas Incluído? Justificativa/Explicação

Lin

ha

de

ba

se

Emissões de CO2 advindas da geração de

energia em usinas de queima de combustíveis

fósseis que foram substituídas pela atividade

do projeto.

CO2 Sim Maior fonte de emissão

CH4 Não Menor fonte de emissão

N2O Não Menor fonte de emissão

Ati

vid

ad

e d

e p

roje

to

Para usinas geotérmicas, as emissões

fugitivas de CH4 e CO2 advindas dos gases

não condensáveis contidas no vapor

geotermal.

CO2 Não Menor fonte de emissão

CH4 Não Menor fonte de emissão

N2O Não Menor fonte de emissão

Para usinas geotérmicas, as emissões de CO2

advindas da combustão de combustíveis

fósseis necessária para a operação da usina

geotermal.

CO2 Não Menor fonte de emissão

CH4 Não Menor fonte de emissão

N2O Não Menor fonte de emissão

Para usinas hidrelétricas, emissões de CH4

advindas do reservatório.

CO2 Não Menor fonte de emissão

CH4 Não

A densidade de potência do

projeto é maior do que 10

W/m².

N2O Não Menor fonte de emissão

Tabela 5 – Fontes de emissão incluídas ou excluídas da fronteira do projeto

B.4. Descrição de como o cenário da linha de base é identificado e descrição do cenário da linha

de base identificado:

De acordo com a última versão da metodologia ACM0002 (versão 12.3.0), se a atividade de projeto é o

retrofit ou a substituição de uma usina/unidade existente de geração de energia elétrica conectada à rede

no local da atividade de projeto, que é o caso do projeto da PCH Ijuizinho, então o Etapa 1 da

“Ferramenta combinada para identificação do cenário de linha de base e demonstração da

adicionalidade” deve ser aplicada, conforme segue abaixo.

Etapa 1: Identificação de cenários alternativos

Etapa 1a: Definição de cenários alternativos à atividade de projeto MDL proposta

Identifique todos os cenários alternativos que (a) são disponíveis aos participantes do projeto, (b) não

podem ser implantadas paralelamente à atividade de projeto, e (c) forneçam geração ou serviços com

qualidade, propriedades e aplicação comparáveis às da atividade de projeto MDL proposta.

1 http://www.mct.gov.br/upd_blob/0024/24719.pdf

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Os seguintes cenários alternativos foram considerados:

Cenário de linha de base Resposta dos PPs

S1 A atividade de projeto proposta implantada sem o

registro no MDL

Esta é uma alternativa plausível à atividade

de projeto. No entanto, por favor, veja a

Seção B.5 para mais informações referentes

à análise financeira do projeto.

S2

Quando aplicável nenhum investimento é

realizado pelos participantes do projeto, mas

Terceira(s) parte(s) aplica(m) investimentos ou

ações que fornecem geração ou serviços aos

usuários do projeto com qualidade comparável.

A CEEE-GT é a única concessionária da

PCH Ijuizinho e, portanto, é improvável

que outra(s) empresa(s) invista(m) ou

realize(m) ações para melhorar a

capacidade instalada da usina a fim de

gerar energia e/ou fornecer serviços com

qualidade comparável aos usuários da

atividade de projeto.

Ademais, como explicado e justificado na

Seção B.5, a substituição de PCHs no

Brasil não é uma prática comum e,

portanto, também é improvável que outra(s)

empresa(s) invita(m) em projetos similares

em outras usinas de modo a melhorar suas

respectivas capacidades instaladas.

Logo, esta não é uma opção válida.

S3

Quando aplicável, a continuação da situação

atual, sem a necessidade de investimentos ou

gastos para que ela seja mantida.

Esta não é uma alternativa plausível, pois a

continuação da situação atual, i.e. a

continuação da geração de energia na usina

existente requer a sua operação e

manutenção que apresenta custos

associados.

S4

Quando aplicável, a continuação da situação

atual, requerindo investimento ou gastos para que

ela seja mantida.

A continuação da situação atual é uma

alternativa válida, já que os equipamentos

existentes poderiam continuar operando

com manutenção adequada até 2015.

S5

Outros cenários alternativos válidos,

considerando também a prática-comum no setor

relevante, que fornece geração ou serviços (e.g.

eletricidade, calor ou cimento) com qualidade,

propriedades e aplicação comparáveis,

considerando, quando relevante, exemplos de

cenários identificados na metodologia.

O cenário de prática-comum da atividade

de projeto seria a construção de uma nova

usina de geração de energia elétrica (por

favor, veja a Seção B.5 para mais detalhes),

o que associaria maiores impactos

ambientais e custos de construção. Logo,

este não é um cenário alternativo válido.

S6

Quando aplicável, a “atividade de projeto

implantada sem o registro no MDL” seria

implantada no future (e.g. devido a regulações

existentes, vida útil dos equipamentos, aspectos

financeiros).

Esta opção enfrentaria barreira financeira

(por favor, veja a Seção B.5 para mais

informações) e não há barreiras no Brasil

referentes à regulações existentes e

aspectos financeiros que tornariam

interessante a implantação do projeto

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somente no futuro. Ademais, a atividade de

projeto prevê a substituição dos

equipamentos hoje existentes, sem que

estes continuem operando após a

implantação do projeto. Logo, este não é

um cenário alternativo válido.

Tabela 6 – Cenários alternativos de linha de base à atividade de projeto

Sub-Etapa 1b: Consistência com legislação aplicável

Todos os cenários identificados acima obedecem à legislação atual vigente.

RESULTADO DA ETAPA 1: Apenas dois cenários foram identificados como cenários alternativos

de linha de base para a atividade de projeto e ambos cumprem com a legislação atual aplicável.

Etapa 2: Análise de barreiras

Sub-Etapa 2a: Identificar as barreiras que poderiam impedir a implantação dos cenários alternativos

Estabeleça uma lista complete das barreiras realísticas que podem vir a impedir a ocorrência dos cenários

alternativos.

(a) Barreira financeira

Por favor, veja a seção B.5. para mais informações.

(b) Barreira tecnológica

Não há barreiras tecnológicas que impedem a implantação dos cenários alternativos de linha de base

identificados.

Sub-Etapa 2b. Eliminar os cenários alternativos que são impedidos por alguma das barreiras

identificadas:

Como explicado e justificado na Sub-Etapa 2a, na tabela 6, apenas dois cenários alternativos de linha de

base foram considerados:

S1: A atividade de projeto proposta implantada sem o registro no MDL; e

S4: Quando aplicável, a continuação da situação atual, requerindo investimento ou gastos para

que ela seja mantida.

De acordo com a “Ferramenta Combinada” de adicionalidade, se ao final da etapa 2 ainda existirem

cenários alternativos de linha de base a serem considerados, inclusive a implantação da atividade de

projeto sem ser registrada como um projeto de MDL, então os PPs devem proceder para a etapa 3

(análise de investimento).

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RESULTADO DA ETAPA 2: Como demonstrado nesta etapa, o projeto apresenta dois cenários

alternativos de linha de base plausíveis.

Etapa 3: Análise de investimento

Por favor, verifique a Seção B.5 para mais informações acerca da análise de investimento do projeto.

Etapa 4: Análise de prática-comum

Por favor, verifique a Seção B.5 para mais informações acerca da análise de prática comum do projeto.

B.5. Descrição de como as emissões antrópicas de gases de efeito estufa por fontes são reduzidas

para níveis inferiores aos que teriam ocorrido na ausência da atividade de projeto registrada no

âmbito do MDL (avaliação e demonstração da adicionalidade):

Conforme o Glossário de Termos do MDL, a data de início de uma atividade de projeto MDL é a data

mais recente em que ocorreu a implantação, construção ou ação real do projeto.

Consideração prévia do MDL

O “Guia para Demonstração e Avaliação da Consideração Prévia do MDL”, versão 3 do EB49, indica

que “para as atividades de projeto iniciadas após 02/08/2008, os participantes do projeto devem informar

à AND do País Anfitrião e ao secretariado da UNFCCC em forma escrita sobre o início da atividade de

projeto e sua intenção em buscar o status MDL”. Esta carta foi enviada à AND brasileira (CIMGC) em

10/11/2011 e à UNFCCC em 06/02/2012, tendo sido recebida em 07/02/2012.

A tabela abaixo sumariza as datas mais importantes da atividade de projeto:

EVENTO DATA

Comunicação com a DNA Brasileira 10/11/2011

Comunicação com o Conselho Executivo

do MDL

06/02/2012

Recibo do Conselho Executivo do MDL 07/02/2012

Data de início do projeto December, 2012

Tabela 7 – Datas relevantes da atividade de projeto

Adicionalidade

De acordo com a versão 12.3.0 da metodologia ACM0002, a adicionalidade do projeto deve ser

demonstrada seguindo a “Ferramenta combinada para identificação do cenário de linha de base e

demonstração da adicionalidade” versão 03.0.1, que fornece uma abordagem passo-a-passo para

demonstrar e avaliar a adicionalidade, incluindo o seguinte:

ETAPA 1. Identificação de alternativas à atividade de projeto;

ETAPA 2. Análise de barreiras;

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ETAPA 3. Análise de investimento (se aplicável);

ETAPA 4. Análise de prática comum.

Como descrito na Seção B.4, a “Etapa 1. Identificação de cenários alternativos” determinou que os

cenários alternativos de linha de base à atividade de projeto são os que seguem:

S1: A atividade de projeto proposta implantada sem o registro no MDL; e

S4: Quando aplicável, a continuação da situação atual, requerindo investimento ou gastos para

que ela seja mantida.

Ademais, ambos os cenários cumprem com a legislação atual vigente no país.

De acordo com a “Ferramenta combinada para identificação do cenário de linha de base e demonstração

da adicionalidade”, se após a etapa 2 ainda existirem cenários alternativos à atividade de projeto,

inclusive a implantação do projeto sem o registro no MDL, então os PPs devem proceder para a etapa 3

(análise de investimento).

Etapa 3. Análise de investimento

Esta etapa foi aplicada considerando o disposto nas últimas versões da “Ferramenta combinada para

identificação do cenário de linha de base e demonstração da adicionalidade” e da “Ferramenta para

demonstração e avaliação da adicionalidade”.

De acordo com a “Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade”, os PPs devem

determinar se a atividade de projeto não é:

(a) A escolha econômica e financeiramente mais atrativa; ou

(b) Economicamente ou financeiramente viável, sem considerar a receita proveniente da venda de

Reduções Certificadas de Emissão (RCEs).

Sub-etapa 3a. Determine o método de análise apropriado

1) Determine dentre a análise simples de custos, análise comparativa de investimentos ou análise

benchmark (Sub-Etapa 3b). Se a atividade de projeto MDL e a alternativa identificada na Etapa 1

não geram nenhum tipo de benefício econômico ou financeiro além da receita obtida a partir do

MDL, então deve-se aplicar a análise simples de custos (Opção I). Caso contrário, utilize a

análise comparativa de investimentos (Opção II) ou a análise benchmark (Opção III).

As alternativas identificadas na seção B.4 geram benefícios econômico-financeiros além da receita obtida

a partir do MDL, já que a maior fonte de receita do projeto é proveniente da venda de energia elétrica. A

Opção III (análise benchmark) foi selecionada para realizar a análise financeira para avaliar e demonstrar

a adicionalidade do projeto.

Sub-etapa 3b. Opção III. Análise referencial aplicada

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A fim de se analisar as barreiras de investimento do projeto, o Custo Médio Ponderado do Capital

(CMPM) foi calculado como benchmark para ser comparado com a Taxa Interna de Retorno (TIR) do

projeto, seu indicador de retorno financeiro.

A “Ferramenta para Demonstração e Avaliação da Adicionalidade” oferece um guia para utilizar

benchmarks válidos:

Em casos em que a abordagem de benchmark é utilizada, o benchmark aplicado deve ser

apropriado ao tipo de TIR calculada. Taxas comerciais de empréstimo ou custos médios

ponderados do capital (CMPM) são consideradas benchmarks apropriados para a TIR do

projeto.

Ademais:

Benchmarks/retornos esperados internos de empresas (incluindo aqueles utilizados como

retorno esperado de equity no cálculo do CMPC), somente devem ser aplicados em casos em que

só há um desenvolvedor possível para o projeto e deve ser demonstrado que esta taxa foi

utilizada em projetos semelhantes, com riscos semelhantes e desenvolvidos pela mesma empresa

ou, se a empresa é nova no mercado, que teria sido utilizada para projetos semelhantes no

mesmo setor no país/região.

Sub-etapa 3c: Cálculo e comparação de indicadores financeiros

Na 61ª reunião do EB/MDL foi definido o seguinte valor padrão para determinar o retorno esperado de

equity:

O CMPC é definido como:

Em que:

CMPC Custo Médio Ponderado do Capital

ke Peso do equity

re Custo do capital próprio (equity)

kd Peso da dívida

rd Custo da dívida (taxa de juros cobrada pelos credores)

T Impostos incidentes (impostos relacionados à receita)

De acordo com as orientações, o custo do capital próprio (equity) é definido como:

Em que:

CMPC = ke * re + kd * rd * (1 – T)

re = rf + rm+ rB + rs

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re Custo do capital próprio (equity)

rf Uma taxa livre de risco fornece a base para o retorno sobre o capital próprio (equity), em

que um certo retorno é mais ou menos assegurado. O retorno do investimento deve ser

superior à este, se não investir em si mesmo torna-se sem sentido.

Estritamente falando, nenhum investimento é uma taxa livre de risco, mas como um

Proxy, o retorno de um ativo com risco padrão mínimo é utilizado como uma taxa livre

de risco. Os títulos soberanos são geralmente o investimento de menor risco em um dado

país, e são utilizados freqüentemente como Proxy para taxas livres de risco. No entanto,

isto não se aplica à países com um valor padrão de risco. Os títulos do Tesouro dos EUA

têm uma longa seqüência de dados históricos, é um ativo líquido global, e seu risco

padrão é mínimo (já que o dólar americano é a moeda de reserva mundial). O retorno de

longo prazo é de 3,02%, que é utilizado na revisão do rascunho das orientações como

uma taxa livre de risco.

rm O prêmio de risco é o prêmio por colocar um ativo em risco. Para tanto, o retorno real

obtido em ações de longo prazo, em comparação com a taxa livre de risco, pode ser

interpretado como um Proxy para toda a economia de prêmio de risco. O premio de risco

pode ser calculado utilizando o Modelo de Precificação de Ativos Financeiros,

considerando a volatilidade das ações da empresa e do mercado acionário como um todo.

Enquanto esta é freqüentemente usada em empresas em mercados maduros, não é

adequado em muitos países em desenvolvimento (Países Anfitriões do MDL), onde os

mercados de ações são pequenos e não têm uma história para obter um valor fiável.

Novamente, o retorno de ações dos EUA durante um longo prazo prevê o cenário mais

ideal, já que este é de longe o maior mercado e possui maior liquidez, fornecendo dados

sobre um prazo mais longo. O valor de 6,5% é considerado adequado3.

rB+ rs Risco soberano + Risco do Setor: uma vez que tanto a taxa livre de risco e o prêmio de

risco são baseados em dados dos EUA, a tarefa restante é extrapolar para outros países.

Daqui resulta que o investimento nos países em desenvolvimento (como exigido pelo

MDL) acarreta mais riscos, que deve ser refletido no retorno esperado sobre o

investimento nesses países. Isso é refletido na maior parte do risco padrão soberano, que

é mostrado em swaps padrões soberanos emitidos por agências de rating. O valor padrão

para uma empresa de energia no Brasil é de 11,75%.

Portanto, o custo padrão do capital próprio é:

re = 21.25%

O BNDES, um banco estatal, é, na prática, a única fonte de financiamento para projetos de infra-estrutura

no Brasil. Este banco oferece financiamento de longo prazo a custos subsidiados. De acordo com o

banco:

2 Based on real returns on US long-term compounded average returns of US treasury bonds over the period 1954 to 2007.

3 Annualized equity premium of US stocks relative to bonds 1990 - 2005, 6.5%.

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O suporte para soluções para os problemas de infra-estrutura é de grande importância, como

este é fundamental para melhorar o bem-estar da população brasileira. Conseqüentemente, é

possível que todos os cidadãos ganhem acesso a serviços básicos, como eletricidade,

comunicações, transportes públicos urbanos e saneamento. Ao mesmo tempo, a expansão da

infra-estrutura promove uma queda nos custos, aumento da produtividade, melhoria da

qualidade de bens e serviços dentro da estrutura produtiva e consolidação da integração

regional.

Há uma linha especial para projetos de geração de energia4 em que a taxa de juros é a soma de:

a) Custo Financeiro: TJLP (Taxa de Juros de Longo Prazo) é a taxa oficial do banco e estabelecido

trimestralmente de acordo com a expectativa de inflação para um determinado período5. A média

dos últimos dois anos é de 6,0%.

b) Remuneração do Banco: 0,9% para usinas de geração de energia, à exceção de usinas de

combustível fóssil6; e

c) Taxa de risco de crédito: o BNDES define que a taxa de risco de crédito varia entre 0 e 3,57%7.

É comum o uso do valor máximo desta taxa para novos projetos, como o caso da PCH Ijuizinho.

Além disso, financia-se até 70% do investimento total geralmente com um prazo de amortização de 10

anos. Portanto, o custo da dívida pode ser tomado como:

rd = 6% + 0,9% + 3,57%

rd = 10,47%

e ke e kd são respectivamente 30% e 70%.

A legislação fiscal brasileira permite duas modalidades chamadas lucro presumido ou real. Empresas

como a CEEE-GT, com receita bruta anual acima de certo limite, devem usar as regras do lucro real em

que há uma taxa de 25% para o imposto de renda, mais 9% para contribuição social.

O CMPC é, portanto, 11,21%.

Para demonstrar a adicionalidade do projeto de um modo transparente e conservativo, a análise de fluxo

de caixa foi realizada para a atividade de projeto da PCH Ijuizinho. Os arquivos originais da análise

financeira serão fornecidos à EOD, AND e ao Conselho Executivo do MDL.

Os pressupostos de base nos cálculos da TIR são mostrados na tabela abaixo:

4 www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Institucional/Apoio_Financeiro/Produtos/FINEM/energia_eletrica_geracao.html

5 www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Institucional/Apoio_Financeiro/Custos_Financeiros/Taxa_de_Juros_de_Longo_Prazo_TJLP/

index.html

6http://www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Institucional/Apoio_Financeiro/Produtos/FINEM/energia_ele

trica_geracao.html

7http://www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Institucional/Apoio_Financeiro/Produtos/FINEM/energia_ele

trica_geracao.html

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Parametro Valor Fonte

Nova Capacidade Instalada (MW) 15 Ficha Técnica ANEEL,

Projeto Básico

Geração Estimada Anual (MWh) 76.037

Calculada a partir da

nova energia do

projeto.

Vidá útil do projeto (anos) 23 (até 2035) Contrato de Concessão

ANEEL n° 25/20000

PPA (R$/MWh) 91,20 Leilão de Energia A-5

de 20/12/2011

Investimento total (R$) 85.353.635,00 OPE Eletrobrás

TIR (%) 6,04 Fluxo de caixa

Custos O&M (R$/MWh) 8,00

Tabela 8 – Parâmetros utilizados no cálculo da TIR do projeto

A TIR (Taxa Interna de Retorno) do projeto sem os benefícios do MDL é menor do que o CMPC do

período. Portanto, a PCH Ijuizinho não é a alternativa financeira mais atrativa, já que sua TIR é 6,04%,

menor do que o benchmark CMPC de 11,21%.

De acordo com a “Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade”, se a Opção III (análise

benchmark) é utilizada e se a atividade de projeto de MDL apresenta um indicador menos favorável (ex.

TIR menor) do que o benchmark, então a atividade de projeto de MDL não pode ser considerada como

sendo financeiramente atrativa.

Logo, a PCH Ijuizinho não é atrativa financeiramente.

A Sub-etapa 3c foi satisfeita.

Sub-etapa 3d: Análise de sensibilidade

A fim de mostrar que a conclusão referente à atratividade financeira do projeto é robusta a variações

razoáveis, os quatro parâmetros listados a seguir foram selecionados para a aplicação da análise de

sensibilidade:

Investimento total;

Custo de O&M;

Preço da energia (PPA);

Geração de energia elétrica.

O impacto gerado na TIR do projeto é apresentado nas tabelas a seguir, nas quais os parâmetros

selecionados sofrem uma variação de -20% até +20%, de acordo com o Anexo “Orientações para a

Avaliação da Análise Financeira” da “Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade”,

versão 2.

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Análise de Sensibilidade da TIR do projeto, sem benefícios do MDL

INVESTIMENTO

Variação TIR R$ mil

-44,80% 11,21% 47.115,21

-20% 7,79% 68.282,91

-10% 6,84% 76.818,27

-5% 6,43% 81.085,95

0% 6,04% 85.353,64

5% 5,69% 89.621,32

10% 5,36% 93.889,00

20% 4,76% 102.424,36

Tabela 9 – Análise de investimento

CUSTOS DE O&M

Variação TIR R$/MWh

-100% 6,79% 0,00

-20% 6,20% 6,40

-10% 6,12% 7,20

-5% 6,08% 7,60

0% 6,04% 8,00

5% 6,00% 8,40

10% 5,97% 8,80

20% 5,89% 9,60

Tabela 10 – Análise dos Custos de O&M

PPA

Variação TIR R$/MWh

-20% 4,26% 72,96

-10% 5,20% 82,08

-5% 5,63% 86,64

0% 6,04% 91,20

5% 6,45% 95,76

10% 6,84% 100,32

20% 7,61% 109,44

72,70% 11,21% 157,50

Tabela 11 – Análise do PPA

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GERAÇÃO DE ENERGIA

Variação TIR MWh/ano

-20% 4,48% 60.829,44

-10% 5,29% 68.433,12

-5% 5,67% 72.234,96

0% 6,04% 76.036,80

5% 6,41% 79.838,64

10% 6,76% 83.640,48

20% 7,45% 91.244,16

81,20% 11,21% 137.778,68

Tabela 12 – Análise da geração de energia

O investimento do projeto sofreu variação de -10% e -20% e a geração de energia elétrica e seu preço

foram variados em 10% e 20%.

Redução do investimento: Em relação ao investimento, uma redução de 20% leva a uma TIR

abaixo do CMPC. Somente com uma redução de 44,80% é que a TIR do

projeto iguala-se ao benchmark. Isto corresponde a uma redução de mais

de R$38 milhões no investimento total do projeto.

Custos de O&M: Analisando o impacto dos custos de O&M, verificou-se que uma

redução de 20% leva à uma TIR inferior ao CMPC. Mesmo com uma

redução de 100% neste parâmetro, a TIR do projeto permanece abaixo

do benchmark. Portanto, este parâmetro é considerado insignificante.

Venda de energia: O último leilão de energia no Brasil contratou eletricidade proveniente

de uma usina hidrelétrica pelo preço de R$91,20/MWh8. Acrescentando

20% neste valor, o preço sobe para R$109,44/MWh e a TIR

correspondente do projeto permanece abaixo do CMPC. Somente com

um aumento de 72,70% no preço da energia é que a TIR do projeto

iguala-se ao benchmark (com um preço de R$157,50/MWh). Um

aumento desta magnitude é improvável de ocorrer. Os últimos leilões

ocorridos no país e realizados pela CCEE comprovam este argumento. A

tabela abaixo mostra o preço médio resultante de cada leilão, na qual

também se pode verificar que nos últimos dois anos não houve preços

maiores do que R$130,00/MWh.

Leilão Novas Energias Ajuste do leilão Fontes renováveis

Data do leilão R$/MWh Data do leilão R$/MWh Data do leilão R$/MWh

1 16/12/2005 139,00 - - - -

2 29/06/2006 134,42 01/06/2006 Adiado - -

3 10/10/2006 138,00 29/09/2006 Sem contratos - -

4 26/07/2007 136,00 29/03/2007 Sem contratos - -

8 http://www.epe.gov.br/imprensa/PressReleases/20111220_1.pdf

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5 16/10/2007 131,49 28/06/2007 Sem preços 01/06/2007 137,32

6 17/09/2008 131,44 27/09/2007 138,25 - -

7 30/09/2008 146,00 19/06/2008 141,78 - -

8 27/08/2009 - 23/09/2008 145,67 - -

9 21/12/2009 Cancelado 20/02/2009 - - -

10 30/07/2010 99,48 - - - -

11 - - - - 26/08/2010 133,56

12 17/12/2010 67,31 - - - -

13 - - - - 18/08/2011 99,61

14 17/08/2011 102,07 - - - -

15 - - - - 20/12/2011 102,18

Tabela 13 – Preços de energia de leilão

Fonte: http://www.epe.gov.br/leiloes/Paginas/default.aspx?CategoriaID=6801

Energia gerada: Com um aumento de 20% na geração de eletricidade pela atividade de

projeto, a TIR permanece abaixo da CMPC. Somente com um aumento

de 81,20% neste parâmetro é que a TIR torna-se igual ao benchmark. Um

aumento desta magnitude é improvável de ocorrer, uma vez que a

geração de eletricidade da PCH Bugres tem como base sua energia

assegurada, definida como 8,68 MW. Um aumento nesta energia é

improvável de ocorrer, já que o fator de capacidade da usina é

determinado de acordo com séries históricas de vazão hidrológica

incluindo seus períodos críticos.

Portanto, é verificado que a atividade de projeto é estável em relação aos seus parâmetros críticos.

A sub-etapa 3d foi satisfeita.

Etapa 4: Análise das Prática Comum

Sub-etapa 4a: Analise outras atividades similares à atividade de projeto proposta:

Esta etapa requer uma análise de outras atividades similares que estejam operacionais e que sejam

similares à atividade de projeto proposta. De acordo com a “Ferramenta para demonstração e avaliação

da adicionalidade”, projetos são considerados como similares se estiverem localizados no mesmo

país/região e/ou dependam de uma tecnologia similar, forem de escalas similares, ocorram em locais

comparáveis do ponto de vista da regulamentação aplicável, clima de investimento, acesso à tecnologia,

acesso à fontes de financiamento, etc.

Outras atividades de projeto do MDL (atividades de projeto registradas e atividades de projeto que

tenham sido publicadas no site da UNFCCC para consulta global à stakeholders como parte do processo

de validação) não devem ser incluídas nesta análise. Devem ser fornecidos documentos de evidência e,

quando relevante, informações quantitativas. Com base nesta análise, deve ser descrito se e em qual

extensão as atividades similares foram difundidas na região de interesse.

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Com relação à usinas operantes consideradas similares à atividade de projeto, os seguintes parâmetros

foram utilizados quando analisando as usinas operantes similares à PCH Ijuizinho:

País/Região: Brasil

Conforme definido na “Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade”, a área geográfica

aplicável a ser analisada na análise de prática comum considera o país anfitrião inteiro como padrão.

Todas as PCHs operantes no Brasil que foram consideradas na análise de prática comum podem ser

verificadas no Banco de Informações de Geração da ANEEL, disponível em:

http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=5&fase=3.

Características técnicas

o Tecnologia similar

Todos os projetos considerados nesta análise são PCHs. Diferenças no tipo de turbina utilizada (Kaplan,

Francis, etc) ou se as usinas são a fio-d’água foram ignoradas de modo a obter uma análise mais ampla e,

portanto, mais conservadora.

Existem hoje no Brasil mais de 420 PCHs operando e 61 sendo construídas9. A tecnologia envolvida

nestas usinas é de fácil acesso e os serviços industriais e de energia são amplamente oferecidos.

Características de mercado

A análise de prática comum somente considerou as PCHs que operam como Produtores Independentes de

Energia (PIE), como é o caso da PCH Ijuizinho. No Brasil, há três outros modos de fornecer eletricidade:

Serviço público (SP);

Auto Produção de Energia (APE); e

Registro (REG).

o Quadro Regulatório

O quadro regulatório brasileiro do setor de energia foi desenvolvido entre 1994 e 2004, basicamente em

duas etapas. A primeira concentrou-se na privatização e reorganização da estrutura existente e na criação

de agências reguladoras (operacionais, institucionais e de mercado). A segunda etapa, por sua vez,

ocorreu em 2004 e centralizou o planejamento para garantir o fornecimento de energia no país, já que o

Brasil havia sofrido uma crise em 2002 quando um racionamento foi forçado devido à extrema seca que

esgotou os principais reservatórios do país. Esta etapa também serviu para acelerar a integração da

população na rede nacional elétrica.

Conforme descrito no site da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)10

, a reforma do

Setor Elétrico Brasileiro começou em 1993 com a Lei nº 8.631, que extinguiu a equalização tarifária

9 Disponível em: http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.asp. Acesso 23/02/2012.

10 http://www.ccee.org.br/cceeinterdsm/v/index.jsp?vgnextoid=96a0a5c1de88a010VgnVCM100000aa01a8c0RCRD

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vigente e criou os contratos de suprimento entre geradores e distribuidores, e foi marcada pela

promulgação da Lei nº 9.074 de 1995, que criou o Produtor Independente de Energia e o conceito de

Consumidor Livre.

Em 1996 foi implantado o Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro (Projeto RE-SEB),

coordenado pelo Ministério de Minas e Energia. As principais conclusões do projeto foram a necessidade

de implementar a desverticalização das empresas de energia elétrica, ou seja, dividi-las nos segmentos de

geração, transmissão e distribuição, incentivar a competição nos segmentos de geração e

comercialização, e manter sob regulação os setores de distribuição e transmissão de energia elétrica,

considerados como monopólios naturais, sob regulação do Estado. Concluído em agosto de 1998, o

Projeto RE-SEB definiu o arcabouço conceitual e institucional do modelo a ser implantado no Setor

Elétrico Brasileiro.

Em 2001, o setor elétrico sofreu uma grave crise de abastecimento que culminou em um plano de

racionamento de energia elétrica. Esse acontecimento gerou uma série de questionamentos sobre os

rumos que o setor elétrico estava trilhando. Visando adequar o modelo em implantação, foi instituído em

2002 o Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico, cujo trabalho resultou em um conjunto de

propostas de alterações no setor elétrico brasileiro.

Durante os anos de 2003 e 2004 o Governo Federal lançou as bases de um novo modelo para o Setor

Elétrico Brasileiro, sustentado pelas Leis nº 10.847 e 10.848, de 15 de março de 2004 e pelo Decreto nº

5.163, de 30 de julho de 2004. Em termos institucionais, o novo modelo definiu a criação de uma

instituição responsável pelo planejamento do setor elétrico a longo prazo (a Empresa de Pesquisa

Energética - EPE), uma instituição com a função de avaliar permanentemente a segurança do suprimento

de energia elétrica (o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE) e uma instituição para dar

continuidade às ativisades do MAE, relativas à comercialização de energia elétrica no sistema interligado

(a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE).

Em relação à comercialização de energia, foram instituídos dois ambientes para celebração de contratos

de compra e venda de energia, o Ambiente de Contratação Regulada (ACR), do qual participam Agentes

de Geração e de Distribuição de energia elétrica, e o Ambiente de Contratação Livre (ACL), do qual

participam Agentes de Geração, Comercialização, Importadores e Exportadores de energia, e

Consumidores Livres.

Na última década, o Setor Elétrico Brasileiro sofreu diversas alterações até chegar ao modelo vigente. A

tabela abaixo apresenta um resumo das principais mudanças entre os modelos pré-existentes e o modelo

atual, que acabaram por resultar em transformações nas atividades de alguns agentes do setor.

Modelo Antigo (até 1995) Modelo de Livre

Mercado (1995 a 2003) Novo Modelo (2004)

Financiamento através de

recursos públicos Financiamento através de recursos públicos e privados

Empresas verticalizadas

Empresas divididas por

atividade: geração,

transmissão, distribuição e

comercialização

Empresas divididas por atividade:

geração, transmissão, distribuição,

comercialização, importação e

exportação.

Empresas predominantemente

Estatais

Abertura e ênfase na

privatização das Empresas

Convivência entre Empresas

Estatais e Privadas

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Monopólios - Competição

inexistente Competição na geração e comercialização

Consumidores Cativos Consumidores Livres e Cativos

Tarifas reguladas em todos os

segmentos

Preços livremente

negociados na geração e

comercialização

No ambiente livre: Preços

livremente negociados na geração e

comercialização. No ambiente

regulado: leilão e licitação pela

menor tarifa

Mercado Regulado Mercado Livre Convivência entre Mercados Livre e

Regulado

Planejamento Determinativo -

Grupo Coordenador do

Planejamento dos Sistemas

Elétricos (GCPS)

Planejamento Indicativo

pelo Conselho Nacional de

Política Energética

(CNPE)

Planejamento pela Empresa de

Pesquisa Energética (EPE)

Contratação: 100% do Mercado

Contratação : 85% do

mercado (até agosto/2003)

e 95% mercado (até

dez./2004)

Contratação: 100% do mercado +

reserva

Sobras/déficits do balanço

energético rateados entre

compradores

Sobras/déficits do balanço

energético liquidados no

MAE

Sobras/déficits do balanço

energético liquidados na CCEE.

Mecanismo de Compensação de

Sobras e Déficits (MCSD) para as

Distribuidoras.

Tabela 14 – Diferenças entre as fases do Setor Elétrico Brasileiro

Fonte: CCEE11

Considerando-se que este novo quadro regulatório só entrou em vigor em Março de 2004, é razoável que

as usinas consideradas na análise de prática-comum tenham tido sua decisão de construção após esta

data. Como os PPs não encontraram esta informação para todas as usinas analisadas nesta sub-etapa, as

usinas só foram consideradas similares se sua operação comercial teve início após março de 2004, de

modo que todas as usinas sejam comparadas sob o mesmo quadro regulatório.

o Clima de Investimento e Acesso à Financiamentos

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) é o maior provedor de

empréstimos a longo prazo no Brasil; ele é responsável por fornecer financiamento a projetos de todas as

escalas. Diferentemente de outros países, empréstimos de longo prazo não são tão facilmente oferecidos

por bancos comerciais, e em geral estas entidades não têm taxas competitivas quando comparadas às do

BNDES. As condições de empréstimo são similares a todas as PCHs com pequenas variações no spread.

Em 2002, o governo brasileiro lançou o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica

(Proinfa). Como definido no Decreto n° 5.025/2004, o Programa foi estabelecido para aumentar a

participação da eletricidade gerada no país por empresas baseadas em fontes renováveis como eólica,

11 http://www.ccee.org.br/cceeinterdsm/v/index.jsp?vgnextoid=96a0a5c1de88a010VgnVCM100000aa01a8c0RCRD

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biomassa e PCHs conectados à rede nacional (SIN12

). O Programa garante um mercado seguro

estabelecido com contratos de longo prazo garantidos pela Eletrobrás com preços atrativos e linhas de

crédito especiais garantidas pelo BNDES. Em sua primeira fase, 63 PCHs aderiram ao Programa com

uma capacidade instalada total de 1.191 MW. Esta primeira fase foi encerrada em 2004 e ainda não há

nenhum indício de se e quando uma segunda fase será aberta. As regras do Programa também incluíam

um artigo que previa que todas as receitas advindas de qualquer esquema de comércio de redução de

emissões, incluindo o MDL, seriam revertidas ao governo. Ainda há licitações pendentes de alguns

projetos que receberam ambos os incentivos.

Ademais, ainda referente às PCHs operantes e similares ao projeto, a Ferramenta prevê uma abordagem

passo-a-passo para determinar quais PCHs devem ser consideradas realmente similares. Estes passos

estão discutidos abaixo:

Etapa 1: Calcular a capacidade aplicável numa variação de +/- 50% da capacidade da

atividade de projeto proposta

De acordo com as regulações brasileiras, PCHs são definidas como usinas com uma capacidade instalada

entre 1 MW e 30 MW13

. Ademais, a análise de prática comum considerou aquelas PCHs com uma

capacidade entre -50% e +50% em relação à capacidade instalada do projeto (entre 7,5 MW e 22,5 MW).

Etapa 2: Na área geográfica aplicável, identifique as usinas que entregam a mesma

capacidade, dentre a capacidade variável aplicada e calculada na Etapa 1, como o projeto e

que tenham seu início de operação comercial anterior à data de início do projeto. Note seu

número com Nall:

A data de início do projeto da PCH Ijuizinho é Dezembro/2012, data em que a licitação será anunciada.

Portanto, as PCHs analisadas só foram consideradas similares ao projeto se sua operação comercial é

anterior a Dezembro/2012.

A data de operação comercial de todas as PCHs analisadas nesta etapa pode ser verificada no site da

ANEEL, disponível em: http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=37.

Portanto, todas as PCHs que cumprem os parâmetros definidos acima foram consideradas similares à

PCH Ijuizinho e estão descritas na tabela abaixo:

PCHs Capacidade

Instalada (MW)

Destino da

Energia MDL Proinfa

Operação

Comercial

Bonfante 19 PIE - sim August, 2008

Canoa Quebrada 28 PIE sim sim December, 2006

Furnas do Segredo 9.8 PIE sim - October, 2005

Pipoca 20 PIE sim - October, 2010

12 http://www.mme.gov.br/programas/proinfa

13 No Brasil, as PCHs são usinas com capacidade instalada entre 1 MW e 30 MW, como definido pela Resolução da

ANEEL n° 652 de 09/12/2003: http://www.aneel.gov.br/cedoc/res2003652.pdf.

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Rondon 13 PIE - sim August, 2011

Piranhas 18 PIE - sim December, 2006

Várzea Alegre 7.5 PIE sim - April, 2011

Ninho da Águia 10 PIE sim - January, 2011

Funil 22.5 PIE - sim March, 2008

Calheiros 19.528 PIE - sim September, 2008

São Gonçalo (Ex-Santa

Bárbara)

11 PIE sim - June, 2010

Cocais Grande 10 PIE - sim March, 2009

Varginha 9 PIE sim - October, 2010

Carangola 15 PIE - sim July, 2008

Corrente Grande 14 PIE sim - February, 2011

Linha Emília 19.5 PIE - sim January, 2009

Cotiporã 19.5 PIE - sim December, 2008

Caçador 22.5 PIE - sim October, 2008

Areia Branca 19.8 PIE - sim March, 2010

Santa Laura 15 PIE - sim October, 2007

São Joaquim 21 PIE - sim April, 2008

Carlos Gonzatto 9 PIE - sim April, 2006

São Simão 27 PIE - sim February, 2009

Santa Edwiges III 11.6 PIE sim - January, 2009

Santa Edwiges II 13 PIE sim - January, 2006

Riachão (Ex-Santa

Edwiges I)

13.4 PIE sim

- November, 2006

Salto 19 PIE sim - December, 2007

Esmeralda 22.2 PIE - sim December, 2006

São Bernardo 15 PIE - sim August, 2006

Areia 11.4 PIE - sim February, 2011

Água Limpa 14 PIE - sim December, 2010

Salto Três de Maio 20 PIE - - January, 2010

Paiol 20 PIE sim - March, 2010

Salto Buriti 10 PIE sim - December, 2008

Planalto 17 PIE sim - July, 2009

São Francisco 14 PIE sim - November, 2010

Alto Irani 21 PIE - sim September, 2008

Plano Alto 16 PIE - sim February, 2008

Arvoredo 13 PIE sim - April, 2010

Retiro Velho 18 PIE - sim June, 2009

Braço Norte IV 14 PIE sim - November, 2007

Faxinal II 10 PIE sim - November, 2005

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Alto Benedito Novo I 15 PIE sim - July, 2008

Pirapetinga 20 PIE sim - August, 2009

Pedra do Garrafão 19 PIE sim - September, 2009

São Tadeu I 18 PIE - sim December, 2010

Piedade 21.69 PIE sim - August, 2010

Parecis 15.4 PIE - sim July, 2011

Sapezal 16 PIE - sim June, 2011

Mambaí II 12 PIE - sim November, 2008

Cidezal 17 PIE - sim June, 2011

Primavera 18.2 PIE sim - February, 2007

Flor do Sertão 16.5 PIE - sim July, 2007

Sete Quedas Alta 22 PIE - sim December, 2010

Marco Baldo 16 PIE sim - May, 2011

Ouro 16 PIE sim - July, 2009

Colino 2 16 PIE - sim July, 2008

Cachoeira da Lixa 14.8 PIE - sim May, 2008

Colino 1 11 PIE - sim September, 2008

Ponte Alta 13 PIE - sim June, 2007

Divisa 10.8 PIE sim - November, 2011

Ibirama 21 PIE sim - December, 2010

Riacho Preto 9.3 PIE - sim September, 2008

Boa Sorte 16 PIE - sim November, 2008

Nova Aurora 21 PIE - - April, 2011

Figueirópolis 19.41 PIE - sim September, 2010

Rodeio Bonito 14.68 PIE sim - November, 2009

Engenheiro Ernesto

Jorge Dreher

17.87 PIE sim

- October, 2009

Engenheiro Henrique

Kotzian

13 PIE sim

- March, 2011

Cascata Chupinguaia 9.6 PIE sim - December, 2009

Malagone 19 PIE sim - April, 2010

Moinho 13.7 PIE sim - September, 2011

Caju 10 PIE - - June, 2007

São Sebastião do Alto 13.2 PIE sim - August, 2011

Santo Antônio 8 PIE - sim October, 2005

Braço 11.52 PIE sim - February, 2011

Tabela 15 – Usinas similares a PCH Ijuizinho no Brasil

Fonte: Adaptado do Banco de Informações de Geração da ANEEL

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Como pode ser verificado na tabela acima, as PCHs destacadas em laranja receberam o benefício do

MDL ou do Proinfa. No total, 73 das 76 PCHs similares ao projeto receberam algum tipo de incentivo

financeiro, o que representa 96,05% de todas as usinas analisadas e apresentadas na tabela acima. Em

termos de capacidade instalada, estas usinas representam 95,74% do total de 1.197,89 MW instalados.

Logo, há apenas três PCHs que podem ser consideradas similares à atividade de projeto, ou 3,94% de

todas as PCHs identificadas na tabela 15: PCHs Salto Três de Maio, Nova Aurora e Caju. Considerando

isto e o mencionado acima, pode-se compreender que a prática comum para a construção de PCHs no

Brasil é sua implantação com algum tipo de incentivo financeiro. Pelos números apresentados também é

possível provar que um grande incentivo se faz necessário para a construção de projetos de energia

renovável no Brasil, inclusive PCHs.

Sub-etapa 4b: Discuta outras opções similares que estão ocorrendo:

De acordo com a “Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade”, a afirmação de que a

atividade de projeto não é financeiramente atrativa só deve ser posta em causa se atividades similares

forem amplamente observadas e comumente praticadas. Se este for o caso identificado para a atividade

de projeto, então se faz necessário demonstrar por que a existência de projetos similares não contradiz a

afirmação de que a atividade de projeto não é financeiramente/economicamente atraente ou sujeito a

barreiras, comparando a atividade de projeto proposta com outras atividades similares, e apontando e

justificando diferenças essenciais, justificando também por que as atividades similares obtiveram certos

benefícios que lhes renderam atratividade financeiro-econômica (e.g. subsídios ou outros fluxos

financeiros) e às quais a atividade de projeto não teve acesso.

A PCH Salto Três de Maio localiza-se na cidade de Altamira, no Estado do Pará, região nordoeste do

Brasil, e pertence a Eletricidade Paraense Ltda. Os PPs não encontraram as informações necessárias

referentes à esta usina. Esta PCH permanece considerada como semelhante à atividade de projeto.

A PCH Nova Aurora localiza-se entre as cidades de Goiandira, Ipameri e Nova Aurora, no Estado de

Goiás, região Central do Brasil, e pertence à Goiás Sul Geração de Energia S.A. Esta usina tem uma

capacidade instalada de 21 MW e um reservatório de 6,83 km²14

. Logo, sua densidade de potência é de

3,07 W/m², menor do que o valor de 4 W/m² elegível para projetos de MDL. Logo, esta usina não pode

receber benefícios do MDL e não deve ser comparada às outras usinas analisadas e à atividade de

projeto, uma vez que estas usinas não estão sob as mesmas condições de financiamento. Os PPs

consideraram razoável excluir a PCH Nova Aurora da análise de prática comum.

A PCH Caju localiza-se na cidade de Xanxerê, Estado de Santa Catarina, região sul do Brasil, e pertence

à Hacker Industrial Ltda, que é uma empresa que produz equipamentos mecânicos utilizados para a

geração de energia elétrica em usinas, como turbinas, mancais e tubulações15

. Estes equipamentos

representam uma grande parte do investimento de uma PCH e, portanto, a construção da PCH Cajú teve

uma vantagem financeira neste quesito. Os PPs consideraram razoável excluir esta usina da análise de

prática comum, já que ela foi construída com acesso à um ambiente financeiro diferente quando

comparada às outras usinas analisadas.

14 http://www.pch.com.br/investir/download/ficha3nov.pdf

15 http://www.hacker.ind.br/

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A análise da sub-etapa 4b revela que projetos similares à atividade de projeto não são amplamente

observadas e realizadas no Brasil. De todas as usinas analisadas nesta etapa, apenas uma é considerada

semelhante à atividade de projeto, ou 1,37%. Em termos de capacidade instalada, esta usina corresponde

a 2,49% da capacidade das usinas apresentadas na tabela 15. Ademais, o fator F calculado de acordo com

a “Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade” é menor do que 0,2 e o número de

usinas semelhantes é menor do que três, como segue:

a) F = 1 – Ndiff / Nall

F = 1 – 72 / 73

F = 1 – 0,9863

F = 0,0137

b) Nall – Ndiff < 3

73 -72 < 3

1 < 3

Logo, a atividade de projeto não é uma prática comum no país.

RESULTADO DA ETAPA 4: Como demonstrado na análise de prática comum, projetos similares

a PCH Ijuizinho não são amplamente observados no Brasil e, portanto, o projeto não é

considerado como uma prática comum.

RESULTADO DA ADICIONALIDADE: De todas as etapas incluídas na seção B.5., a conclusão é

de que a atividade de projeto é adicional, e não é (parte do) o cenário de linha de base. Sem os

benefícios do MDL, o projeto não seria implantado.

Fontes utilizadas na análise de prática-comum:

PCHs que buscaram o benefício do MDL

Furnas do Segredo: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1151529209.33/view

Pipoca:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/9BI2OS2W0E56VV53D3Z9OQQN7FI0XG/view.h

tml

Várzea Alegre:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/ZEH7GYTA039YNLL9X49GNGSS7V7G1O/view

.html

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Ninho da Águia:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/ZEH7GYTA039YNLL9X49GNGSS7V7G1O/view

.html

São Gonçalo (ex-Santa Bárbara):

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/ZEH7GYTA039YNLL9X49GNGSS7V7G1O/view

.html

Varginha:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/3XJ41T0OI5KBJUONZ9XO92XHI5JD4N/view.ht

ml

Corrente Grande:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/ZEH7GYTA039YNLL9X49GNGSS7V7G1O/view

.html

Santa Edwiges III: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/TUEV-SUED1218634643.54/view

Santa Edwiges II: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/BVQI1167161981.54/view

Riachão (Santa Edwiges I): http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/BVQI1167141448.3/view

Salto:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/LFPCDGLWQ6VE8CUNRTV9675SLH2VSB/vie

w.html

Paiol:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/ZEH7GYTA039YNLL9X49GNGSS7V7G1O/view

.html

Salto Buriti:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/YT6O3D97GGALI2ZIK4CAIU1SMMMJEK/view

.html

Planalto:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/GCKGKL0ITOYVFW2SZGSV0BPUXRB4VA/vi

ew.html

São Francisco:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/Y82FUBRB48YHHB5GCD3WWR2PJPQFJK/vie

w.html

Arvoredo:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/3XJ41T0OI5KBJUONZ9XO92XHI5JD4N/view.ht

ml

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Braço Norte IV:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/OTZ9K9NN8O95AUF67JY92DGCSLT5PE/view.

html

Faxinal II:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/UX5FMWDY006B4TBW16JM4ESXHKWU6Y/vi

ew.html

Alto Benedito Novo I: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1180445065.82/view

Pirapetinga: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1268728393.62/view

Pedra do Garrafão: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1268728393.62/view

Piedade: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1243427019.62/view

Primavera: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1210924584.49/view

Marco Baldo:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/7K940FFBFD1L5RJK64C98FL7BSUZTD/view.ht

ml

Ouro:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/R37U72JOMXJWEWWP5RD8PVABDT35NQ/vi

ew.html

Divisa:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/OX17IAOIHT4GJUS03EV7AOS80E8NH2/view.h

tml

Ibirama:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/W0UC12CWVHPX1C7L62L28CJQUM110V/vie

w.html

Rodeio Bonito: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1272526910.09/view

Engenheiro Ernesto Jorge Dreher:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/4ATWMSG1NUWMFCAMTYRA3YQNGG0AX

K/view.html

Engenheiro Henrique Kotzian:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/4ATWMSG1NUWMFCAMTYRA3YQNGG0AX

K/view.html

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Cascata Chupinguaia:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/5MB6HSSTD8HHA08MSHIJPJ2C9ED6RX/view.

html

Malagone: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/RINA1302613316.74/view

Moinho:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/SG2MDR4JKB9VTK6LCSDDDVPXDPG2NR/vi

ew.html

São Sebastião do Alto:

http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/M3W6EJVBXSP3LXBZIWWZJ8U3CU67BS/vie

w.html

PCHs que receberam o benefício do Proinfa

http://www.eletrobras.com/elb/main.asp?ViewID=%7BABB61D26-1076-42AC-8C5F-

64EB5476030E%7D&params=itemID=%7B8606FE39-8DA6-4286-8FB1-

17C0522CBB0A%7D;&UIPartUID=%7B9E178D3B-9E55-414B-A540-EB790C1DF788%7D

B.6. Reduções de emissões:

B.6.1. Explicação das escolhas metodológicas:

Emissões do Projeto

De acordo com a ACM0002, para a maioria das atividades de projeto de geração de energia elétrica por

fontes renováveis, PEy = 0. Contudo, alguns projetos podem envolver emissões significativas que devem

ser consideradas como:

Em que:

PEy = Emissões do projeto no ano y (tCO2e)

PEFF,y = Emissões do projeto derivadas do consumo de combustíveis fósseis no ano y (tCO2e)

PEGP,y = Emissões do projeto pela operação de usinas geotermais pelo lançamento de gases não-

condensáveis no ano y (tCO2e)

PEHP,y = Emissões do projeto de reservatórios de usinas hidrelétricas no ano y (tCO2e)

As emissões de GEE derivadas da PCH Ijuizinho são iguais a zero, uma vez que a atividade de projeto

não possui consumo de combustíveis fósseis (PEFF,y = 0) e não considera a operação de usinas geotermais

(PEGP,y = 0). As emissões do projeto derivadas de seu reservatório também não são consideradas, uma

vez que a densidade de potência da atividade de projeto, como demonstrado na Seção B.2, é superior a 4

W/m².

PEy = PEFF,y + PEGP,y + PEHP,y

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Emissões de Linha de Base

As emissões de linha de base devem incluir emissões de CO2 de geração de energia elétrica por usinas de

fontes fósseis que são deslocados devido à atividade de projeto. A metodologia assume que toda a

geração de eletricidade do projeto acima dos níveis do cenário de linha de base ocorreria por meio de

usinas existentes e conectadas à rede, e pela adição de novas usinas também conectadas à rede. As

emissões de linha de base são calculadas a seguir:

Em que:

BEy = Emissões de linha de base no ano y (tCO2)

EGPJ,y = Quantidade de eletricidade gerada que é produzida e enviada à rede como resultado da

implantação da atividade de projeto MDL no ano y (MWh)

EFgrid,CM,y = Fator de emissão margem combinada de CO2 para geração de eletricidade na rede no ano y

calculado utilizando a última versão da “Ferramenta para calcular o Fator de Emissão de um sistema

elétrico (tCO2/MWh)

Cálculo de EGPJ,y

O cálculo de EGPJ,y é diferente para (a) usinas novas (greenfield), (b) para retrofits e substituições, e (c)

para adições de capacidade.

A atividade de projeto consiste na substituição de uma usina hidrelétrica existente (b) e, portanto, o

cálculo do parâmetro EGPJ,y é o que segue:

b) Retrofit ou substituição de uma usina existente de geração de energia elétrica por fonte

renovável

Como a atividade de projeto consiste na substituição de uma usina de geração elétrica existente,

conectada à rede e de fonte renovável, o cenário de linha de base é a continuação da operação da usina

existente. A metodologia utiliza informações históricas de geração de energia elétrica para determinar a

geração da usina existente no cenário de linha de base, assumindo-se que a situação histórica observada

antes da implantação da atividade de projeto continuaria.

A geração de energia em projetos de fontes renováveis pode variar significativamente de ano a ano,

devido à variações naturais quanto a disponibilidade do recurso renovável (e.g. regime de chuvas,

velocidade do vento ou nível de radiação solar).

O uso de alguns anos históricos para estabelecer a geração de energia no cenário de linha de base pode,

portanto, envolver uma incerteza significante. A metodologia considera esta incerteza ajustando a

geração histórica de energia com seu desvio padrão médio, de modo a garantir que a geração de energia

no cenário de linha de base seja estabelecido de modo conservativo e que o cálculo de redução de

emissão seja atribuível à atividade de projeto.

BEy = EGPJ,y * EFgrid,CM,y

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EGPJ,y é calculado como segue:

e

Em que:

EGPJ,y = Quantidade de eletricidade gerada e enviada à rede como resultado da implantação da atividade

de projeto MDL no ano y (MWh)

EGfacility,y = Quantidade de eletricidade gerada e enviada à rede pela atividade de projeto no ano y

(MWh)

EGhistorical = Média anual histórica da energia gerada e enviada à rede pela usina existente que era

operada antes da implantação da atividade de projeto (MWh)

σhistrorical = Desvio padrão médio da média anual histórica da energia gerada e enviada à rede pela usina

existente que era operada antes da implantação da atividade de projeto (MWh)

DATEBaselineRetrofit = Momento no tempo em que o equipamento existente seria substituído na ausência

da atividade de projeto (data)

EGhistorical é a media anual histórica da geração de energia enviada à rede pela usina existente que era

operada antes da implantação da atividade de projeto. Para determinar este parâmetro, os participantes do

projeto podem escolher entre dois períodos históricos, permitindo certa flexibilidade: o uso de um

período de tempo mais longo pode resultar em um desvio padrão menor e o uso de um período de tempo

mais curto pode permitir uma melhor reflexão das circunstâncias (técnicas) observadas durante os anos

mais recentes.

Os participantes do projeto podem escolher dentre as duas opções abaixo determinar o parâmetro

EGhistorical:

a) Os últimos cinco anos anteriores à implantação da atividade de projeto; ou

b) O período de tempo do ano após DATEhist, até o último ano antes da implantação da atividade de

projeto, contanto que o período inclua ao menos cinco anos, em que DATEhist é o momento no

tempo mais tardio entre:

i. Início da operação commercial da usina/unidade;

ii. Se aplicável: a última adição de capacidade da usina/unidade; ou

iii. Se aplicável: o último retrofit da usina/unidade.

Cálculo de DATEBaselineRetrofit

Para estimar o momento em que o equipamento existente necessitaria ser substituído na ausência da

atividade de projeto (DATEBaselineRetrofi), os participantes do projeto podem seguir uma das seguintes

abordagens, como definido pela metodologia aprovada e consolidada ACM0002, versão 12.3.0:

EGPJ,y = EGfacility,y – (EGhistorical + σhistorical); until DATEBaselineRetrofit

EGPJ,y = 0; on/after DATEBaselineRetrofit

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a) A vida útil média dos equipamentos pode ser determinada e documentada, considerando práticas

comuns no setor e país, por exemplo, com base em pesquisas da indústria, estatísticas,

publicações técnicas, etc;

b) As práticas comuns da empresa responsável referentes à cronogramas de substituição podem ser

avaliadas e documentadas, com base em registros históricos de substituição de equipamentos

similares, por exemplo.

A metodologia também prevê que o momento em que o equipamento existente necessitaria ser

substituído na ausência da atividade de projeto deve ser selecionado de modo conservador; no caso de se

identificar um período, a primeira data deverá ser selecionada.

A tabela abaixo apresenta informações referentes à geração de energia no cenário de linha de base do

projeto, calculada a partir da média histórica de 5 anos, conforme determinado pela metodologia. A

tabela também apresenta a data em que se espera que a HPP Ijuizinho II entre em operação após a obra de

substituição ser concluída. A última coluna apresenta a data em que a concessão federal da usina termina,

a qual é adotada como o momento em que o equipamento existente necessitaria ser substituído na

ausência da atividade de projeto (DATEBaselineRetrofit).

Capacidade

Instalada após a

Substituição (MW)

EG Baseline

(MWh)

Desvio

Padrão

(σhistorical)

Entrada em operação

esperada do projeto

após substituição

Fim da Concessão

15 6.789 47,91 2012 203516

Tabela 16 – Informações de linha de base

Cálculo do Fator de emissão

A última versão da ACM0002, para geração de eletricidade em usinas de fontes renováveis e conectadas

à rede, requer a aplicação da “Ferramenta para calcular o Fator de Emissão de um sistema elétrico” a

qual utiliza margens derivadas que são aplicadas no contexto da atividade de projeto pelos fatores de

emissão do Sistema Interligado Nacional (SIN), a rede elétrica nacional (sistema elétrico interligado à

atividade de projeto por linhas de transmissão, e no qual usinas podem enviar sua eletricidade sem

restrições significativas na transmissão).

Segundo a ferramenta, o fator de emissão de linha de base (EFgrid,CM,y) é calculado como uma margem

combinada (CM), que consiste na combinação dos fatores da margem de operação (OM) e de construção

(BM). A fim de determinar os fatores de emissão da margem de operação e construção, o sistema elétrico

de um projeto é definido como a extensão espacial das usinas que podem enviar energia sem restrições

significativas em sua transmissão. Similarmente, um sistema elétrico interligado é definido como o

sistema elétrico que é interligado por linhas de transmissão ao sistema elétrico do projeto, no qual as

usinas podem enviar sua energia sem restrições significantes em sua transmissão.

De acordo com a última versão da “Ferramenta para calcular o Fator de Emissão de um sistema elétrico”,

o fator de emissão da linha de base (EFgrid,CM,y) deve ser calculado de acordo com os seguintes Etapas:

16 http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/Contrato/Documentos_Aplicacao/CG0025CEEE.pdf

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1. Identificar os sistemas relevantes de eletricidade;

2. Escolha se deseja incluir usinas fora da rede no sistema elétrico do projeto (opcional);

3. Selecione um método para determinar a margem operacional (OM);

4. Calcular o fator de emissão da margem operacional de acordo com o método escolhido;

5. Calcular o fator de emissão da margem construída (BM);

6. Calcular o fator de emissão da margem combinada (CM).

O fator de emissão no Brasil (EFgrid,CM,y) é calculado pelo Ministério Ciência e Tecnologia brasileira

usando a "Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico". O fator de emissão da

rede é uma combinação do fator de emissão da margem operacional (OM), o que reflete a intensidade da

emissão de CO2 a partir da margem de dados, e do fator de emissão da margem de construção (BM), que

reflete a intensidade das emissões de CO2 das usinas última compilação.

A margem combinada do fator de emissão é calculada como segue:

Sendo:

EFgrid, OM,y = Fator de emissão da margem de operação no ano y (tCO2/MWh);

EFgrid, BM,y = Fator de emissão da margem de construção no ano y (tCO2/MWh);

WOM = Ponderação da margem de operação do fator de emissão (%);

WBM = Ponderação da margem de construção do fator de emissão (%).

Ainda Segundo a ferramenta, os seguintes valores padrão devem ser utilizados para WOM and WBM:

Atividades de projetos de geração eólica e solar: WOM = 0,75 e WBM = 0,25 para o primeiro

período de obtenção de créditos e para os períodos subsequentes;

Demais projetos: WOM = 0,5 and WBM = 0,5 para o primeiro period de obtenção de créditos, e

WOM = 0,25 e WBM = 0,75 para o Segundo e terico períodos de obtenção de créditos, a não ser

que especificado de outra maneira na metodologia aprovada que refere-se à ferramenta.

No caso da PCH Ijuizinho, o valor padrão de 50% será considerado para ambos os fatores de emissão da

margem de operação e construção.

Fugas

De acordo com a versão mais recente da metodologia ACM0002, não há nenhuma fuga a ser considerada.

As principais emissões que poderiam implicar em fugas no contexto de projetos no setor elétrico são

emissões derivadas de atividades como a construção de usinas e emissões a montante de usos de

combustíveis fósseis (e.g. extração, processamento, transporte). Estas emissões são negligenciadas.

Reduções de Emissão

As reduções de emissão são calculadas a seguir:

EFgrid,CM,y = EFgrid,OM,y * WOM + EFgrid,BM,y * WBM

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Em que:

ERy = Reduções de emissão no ano y (tCO2e)

BEy = Emissões de linha de base no ano y (tCO2e)

PEy = Emissões do projeto no ano y (tCO2e)

B.6.2. Dados e parâmetros disponíveis na validação:

Dado / Parâmetro: EGhistorical

Unidade do dado: MWh/ano

Descrição: Média histórica anual de energia gerada e entregue à rede pela usina existente

que era operada antes da implantação da atividade de projeto.

Fonte do dado

utilizado:

Local da atividade de projeto

Valor aplicado: Por favor, veja tabela no Anexo 3

Justificativa da escolha

do dado ou descrição

dos métodos e

procedimentos de

medição aplicados:

Este parâmetro será utilizado para calcular as emissões de linha de base do

projeto. Ademais, toda a energia elétrica gerada pela PCH Ijuizinho desde o

início de sua operação em 1950 até hoje têm sido medida por medidores

elétricos.

Comentários: -

Dado / Parâmetro: σ historical

Unidade do dado: MWh/ano

Descrição: Desvio padrão da média histórica anual de energia gerada e entregue à rede

pela usina existente que era operada antes da implantação da atividade de

projeto.

Fonte do dado

utilizado: Calculado a partir dos dados de EGhistorical

Valor aplicado: 47,91

Justificativa da escolha

do dado ou descrição

dos métodos e

procedimentos de

medição aplicados:

Este parâmetro será calculado como o desvio padrão da geração anual de

energia utilizada para calcular EGhistorical.

Comentários: -

Dado / Parâmetro: DATEBaselineRetrofit

Unidade do dado: Data

Descrição: Momento em que o equipamento existente necessitaria ser substituído na

ERy = BEy - PEy

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ausência da atividade de projeto

Fonte do dado

utilizado:

Local da atividade de projeto

Valor aplicado: 16/11/2035

Justificativa da escolha

do dado ou descrição

dos métodos e

procedimentos de

medição aplicados:

Conforme as definições da metodologia acima

Comentários: -

Dado / Parâmetro: CapBL

Unidade do dado: W

Descrição: Capacidade instalada da usina anterior à implantação da atividade do projeto.

Para novas usinas, este valor é zero.

Fonte do dado

utilizado:

Local da atividade de projeto

Valor aplicado: 1.000.000

Justificativa da escolha

do dado ou descrição

dos métodos e

procedimentos de

medição aplicados:

-

Comentários: -

Dado / Parâmetro: ABL

Unidade do dado: m²

Descrição: Área do reservatório medida pela superfície d’água, antes da implantação da

atividade de projeto, quando o reservatório está cheio (m²). Para novos

reservatórios, este valor é zero.

Fonte do dado

utilizado:

Local da atividade de projeto.

Valor aplicado: 38.000

Justificativa da escolha

do dado ou descrição

dos métodos e

procedimentos de

medição aplicados:

-

Comentários: -

Dado / Parâmetro: wOM

Unidade do dado: %

Descrição: Peso Margem de Operação

Fonte do dado

utilizado:

Ferramenta para calcular o Fator de Emissão de um sistema elétrico

Valor aplicado: 50

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Justificativa da escolha

do dado ou descrição

dos métodos e

procedimentos de

medição aplicados:

Cálculo do Fator de Emissão.

Comentários: -

Dado / Parâmetro: wBM

Unidade do dado: %

Descrição: Peso Margem de Operação

Fonte do dado

utilizado:

Ferramenta para calcular o Fator de Emissão de um sistema elétrico

Valor aplicado: 50

Justificativa da escolha

do dado ou descrição

dos métodos e

procedimentos de

medição aplicados:

Cálculo do Fator de Emissão.

Comentários: -

B.6.3. Cálculo ex-ante das reduções de emissões:

Como demonstrado na Seção B.6.1, não nenhuma fuga ou emissões do projeto a serem consideradas no

cálculo de reduções de emissão. Assim, as reduções de emissão são o mesmo que as emissões de linha de

base:

Em que:

ERy = Reduções de emissão no ano y (tCO2);

BEy = Emissões de linha de base no ano y (tCO2);

Em que:

ERy = Reduções de emissão no ano y (tCO2);

EGBL,y = Quantidade de energia gerada e enviada à rede como resultado da implantação da atividade de

projeto MDL no ano y (MWh);

EFCO2,grid,y = Fator de emissão da rede no ano y (tCO2/MWh).

Uma vez que a AND brasileira é responsável pela publicação dos fatores de emissão da rede elétrica

ERy = BEy

ERy = EGBL,y * EFCO2,grid,y

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nacional, os últimos valores publicados17

para o fator de emissão foram utilizados para estimar as

reduções de emissão como segue:

Fator de Emissão – Média Anual da Margem de Construção

(tCO2/MWh)

2010

0.1404

Fator de Emissão – Média Mensal da Margem de Operação (tCO2/MWh) - 2011

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

0.2621 0.2876 0.2076 0.1977 0.2698 0.341 0.3076 0.3009 0.2734 0.3498 0.3565 0.3495

*Média da margem de operação em 2011 = 0,2919

Como descrito na seção B.6.1, o cálculo do fator de emissão é como segue:

EFgrid, OM,y = 0,5 * 0,1404 + 0,5 * 0,2919

EFgrid, OM,y = 0,0702 + 0,1459

EFgrid, OM,y = 0,2162 tCO2/MWh

Espera-se que a PCH Ijuizinho gere aproximadamente 76.037 MWh adicionais; no entanto,

considerando-se o ajuste pelo desvio padrão histórico, a atividade de projeto irá gerar aproximadamente

69.200 MWh adicionais, conforme a tabela abaixo:

LINHA DE BASE SUBSTITUIÇÃO

Geração

(1)

Desvio Padrão

Histórico

(2)

Geração de

Linha de Base

(1) + (2) = (3)

Energia

Média

Adicional

Geração Adicional

(4)

Energia

Adicional

(3) + (4)

MWh MWh MWh MWmédio MWh MWh

6.789 47,91 6.837 8,68 76.037 69.200

Tabela 17 – Geração esperada de energia elétrica do projeto

Portanto, a redução de emissão do projeto é:

ERy = 69.200 * 0,2162

ERy = 14.960 tCO2/ano

B.6.4. Síntese da estimativa ex-ante das reduções de emissões:

17 http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/303076.html#ancora

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B.7. Aplicação da metodologia de monitoramento e descrição do plano de monitoramento:

B.7.1. Dados e parâmetros monitorados:

Data / Parameter: EGfacility,y

Data unit: MWh

Description: Quantidade de energia elétrica fornecida pelo projeto à rede no ano y

Source of data to be

used:

Local da atividade de projeto

Value of data 76.037

Description of

measurement methods

and procedures to be

applied:

Há dois medidores no ponto de saída da subestação do projeto: o principal e o

de retaguarda. Ambos são do tipo bi-direcional. Quando o medidor principal

falhar e não operar normalmente, o medidor de retaguarda iniciará as medições

de modo que a informação de geração não será perdida. A precisão dos

medidores é Classe – 0,2%, de acordo com a Norma Brasileira Medidores

Eletrônicos de Energia Elétrica (estáticos) NBR 14.519.

A calibração dos medidores será realizada a cada dois anos, de acordo com o

regulamento do Operador Nacional do Sistema – ONS.

Medidores de alta voltagem irão enviar a informação de geração para quatro

pontos:

1. Painel de Controle Operacional da PCH;

2. ONS – via VPN;

3. Sala de controle da CEEE-GT em Porto Alegre;

4. CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) na qual os

totais mensais serão utilizados para fatura de comercialização.

Serão utilizadas planilhas obtidas mensalmente dos medidores com dados da

geração horária de energia elétrica, que serão comparadas com as planilhas de

geração mensal disponíveis no site da CCEE.

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QA/QC procedures to

be applied:

O nível de incerteza da informação é Baixo. Esta informação será utilizada

para calcular as reduções de emissão. A energia gerada será monitorada pela

CEEE-GT e será checada de acordo com as planilhas disponíveis no site da

CCEE (comparação entre os dados de operação e relatórios da CCEE pelo

Relatório ME001).

Any comment: -

Dado/parâmetro: EFgrid,OM,y

Unidade do dado: tCO2//MWh

Descrição: Envio de dados do fator de emissão da margem de operação da rede no ano y

Fonte do dado a ser

usado:

Cálculo de EFgrid,OM,y é fornecido pelo MCT/ONS de acordo com a “Ferramenta

para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico”.

Valor do dado: 0,2919

Descrição dos métodos

e procedimentos de

medição a serem

aplicados:

O fator de emissão da margem de operação é calculado pelo MCT com os

dados da ONS. O item Efgrid,OM,y da formula sera monitorado e calculado pelo

MCT e ONS, com os dados enviados pelo BIES.

Procedimentos de

GQ/CQ a serem

aplicados:

Estes dados serão aplicados no cálculo ex-post do fator de emissão. Os dados

serão preenchidos anualmente (arquivo eletrônico). Os dados serão arquivados

eletronicamente até dois anos após a conclusão do período de crédito.

Comentários: Este dado está disponível no site www.mct.gov.br.

Dado/parâmetro: EFgrid,BM,y

Unidade do dado: tCO2//MWh

Descrição: Margem de construção do fator de emissçao de CO2 da rede no ano y

Fonte do dado a ser

usado:

O cálculo do EFgrid,BM,y será realizado pelo MCT/ONS.

Valor do dado: 0,1404

Descrição dos métodos

e procedimentos de

medição a serem

aplicados:

O fator de emissão da margem construída será calculado pelo MCT, com dados

do ONS. O EFgrid,BM,y itens fórmula também serão monitorados e calculados

pelo MCT e do ONS, com os dados de envio da BIES.

Procedimentos de

GQ/CQ a serem

aplicados:

Estes dados serão aplicados em ex-post cálculo do fator de emissão. Os dados

serão apresentados anualmente (arquivo eletrônico). Os dados serão arquivados

eletronicamente até dois anos após a conclusão do período de crédito.

Comentários: Este dado está disponível no site www.mct.gov.br.

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Dado/parâmetro: EFgrid,CM,y

Unidade do dado: tCO2//MWh

Descrição: O fator de emissão de CO2 da margem combinada para geração de energia da

rede conectada no ano y será calculado utilizando os valores publicados pelo

AND brasileiro.

Fonte do dado a ser

usado:

Dado para o cálculo de EFgrid,CM,y providenciado pelo MCT/NOS.

Valor do dado: 0,2162

Descrição dos métodos

e procedimentos de

medição a serem

aplicados:

O fator de emissão ex-post será calculado pelo MCT, com dados do ONS. O

EFgrid,CM,y itens da fórmula, EFgrid,BM,y e EFgrid,OM,y também serão monitorados e

calculados pelo MCT e do ONS, com o envio de dados do sistema de rede. Este

valor é atualizado anualmente de acordo com cálculos do MCT para o BIES.

Procedimentos de

GQ/CQ a serem

aplicados:

Esta informação é de fonte oficial e publicamente disponível. Margem de erro

para os dados é baixa.

Comentários: Este dado está disponível no site www.mct.gov.br.

Dado/parâmetro: APJ

Unidade do dado: m²

Descrição: Área da superfície do reservatório, após a implantação da atividade de projeto,

com o reservatório cheio

Fonte do dado a ser

usado:

CEEE-GT

Valor do dado: 1.010.000

Descrição dos métodos

e procedimentos de

medição a serem

aplicados:

A área da superfície do reservatório do projeto é definida na Licença de

Operação e será monitorada anualmente.

Procedimentos de

GQ/CQ a serem

aplicados:

-

Comentários: Este valor não será alterado.

Dado/parâmetro: CapPJ

Unidade do dado: W

Descrição: Capacidade instalada da usina hidrelétrica após a implantação da atividade de

projeto.

Fonte do dado a ser

usado:

CEEE-GT

Valor do dado: 15.000.000

Descrição dos métodos

e procedimentos de

medição a serem

aplicados:

A capacidade instalada do projeto é definida pelo conjunto turbo-gerador e não

será alterado. Estes equipamentos serão verificados anualmente para garantir

que não sejam modificados.

Procedimentos de -

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GQ/CQ a serem

aplicados:

Comentários: Este valor não sofrerá alterações.

B.7.2. Descrição do plano de monitoramento:

Os parâmetros que devem ser monitorados durante o tempo de duração do contrato do projeto são a

quantidade de energia elétrica gerada e enviada à rede pela usina/unidade do projeto no ano y

(EGfacility,y), a qual o patrocinador do projeto irá medir continuamente, e o fator de emissão da margem

combinada de CO2 para geração de energia interligada à rede no ano y (EGgrid,CM,y), conforme os

procedimentos definidos na metodologia aprovada de monitoramento ACM0002.

Os procedimentos de monitoramento para medição de informações, garantia e controle da qualidade

estão descritos abaixo. O fator de emissão, que será aplicado ex-post, é publicado anualmente em uma

base horária.

Procedimentos de Monitoramento

As medições de energia gerada e entregue à rede serão realizadas por dois medidores redundantes de três

fases e quatro fios eletrônicos, que irão enviar os dados para a rede por meio de um gateway. A medição

da geração elétrica será feita em dois pontos:

a. No ponto de saída da casa de força;

b. No ponto de saída da subestação, ponto no qual a energia é enviada à rede elétrica nacional,

integrado ao sistema de controle da subestação, este medidor transmite medições de energia para:

a. ONS – via VPN; e

c. CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, que atua para o registro dos

contratos e transações. A CEEE utiliza informação da geração de energia para elaborar as

faturas de serviço de transmissão entre o gerador e o consumidor final, entre outros usos.

A figura abaixo mostra um diagrama unifilar simplificado indicando a localização dos instrumentos:

Figura 5 – Diagrama unifilar simplificado

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Todos os procedimentos para a medição da eletricidade são definidos pelo ONS de acordo com o

"Módulo 12" do documento Procedimentos de Rede, que prevê medições com fins de fatura com o

objetivo de estabelecer as responsabilidades, a sistemática e os prazos para o desenvolvimento de

projetos no âmbito do Sistema de Medição para Faturamento (SMF), para a manutenção e inspeção do

sistema e para leituras padrão do medidor e certificação do SMF.

Estrutura de Gerenciamento e Organizacional

Todas as faturas e outros documentos fiscais serão armazenados no sistema de contabilidade da CEEE-

GT.

A pessoa responsável pela reunião e arquivamento dos dados será o Sr. Marco Mello, que é o líder do

projeto MDL na CEEE-GT, responsável por acompanhar o registro da PCH Ijuizinho.

A CEEE-GT irá proceder com todas as medidas necessárias para a medição da energia e seu

monitoramento. Ademais, a partir de informações adquiridas da ANEEL e do ONS, será possível

monitorar a geração de energia da PCH Ijuizinho e o mix de geração elétrica da rede.

Controle e Garantida da Qualidade

Calibração

A calibração dos medidores será feita de acordo com o Sub-Módulo 12.5 “Certificação de padrões de

trabalho”, do ONS, o qual atribui responsabilidades relativas à certificação de padrões e estabelece as

atividades necessárias à orientação dos agentes responsáveis pela manutenção do Sistema de Medição

para Faturamento - SMF no que concerne à garantia da rastreabilidade e à calibração dos seus padrões de

trabalho em referência aos padrões do INMETRO ou dos laboratórios da Rede Brasileira de Calibração -

RBC.

Quando dúvidas forem detectadas em qualquer um dos medidores, uma ordem é emitida para sua

calibração, teste e reparação.

Manutenção e procedimentos de treinamento

A CEEE-GT é responsável pela manutenção dos equipamentos de monitoramento para lidar com

possíveis ajustes e incertezas referentes à suas informações.

A CEEE-GT é responsável pelo gerenciamento do projeto, bem como pela organização e treinamento

adequado de equipe para técnicas de monitoramento, medição e reportagem.

Arquivo de informações

Todas as informações de medição de energia são armazenadas de acordo com o Sub-Módulo 12.4

“Coleta de dados de medição para faturamento” do ONS, o qual estabelece as responsabilidades e as

atividades relativas à coleta direta e/ou passiva de dados de energia elétrica e de qualidade da energia

elétrica (QEE) dos medidores dos SMF. A coleta direta dos dados do SMF é realizada por meio do

acesso direto do Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE aos medidores.

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O SCDE é responsável pela coleta diária e tratamento dos dados de medição, sendo a aquisição destes

dados realizada de forma automática, diretamente ao medidor. Este sistema possibilita a realização de

inspeções lógicas com acesso direto aos medidores proporcionando maior confiabilidade e acuracidade

dos dados obtidos.

A freqüência de armazenamento e submissão das informações referentes à PCH Ijuizinho será anual.

De acordo com um procedimento interno da PCH Ijuizinho, todas as informações coletadas como parte

do plano de monitoramento serão armazenadas eletronicamente e serão mantidas por um período de dois

anos após a última emissão de créditos. Os procedimentos de coleta e armazenamento dos dados está

descrito no documento “Procedimento para Controle e Armazenamento de Documentos Relacionados à

Movimentação dos Créditos de Carbono da PCH Ijuizinho”.

B.8. Data da conclusão da aplicação do estudo da linha de base e da metodologia de

monitoramento e nome da(s) pessoa(s)/entidade(s) responsável(eis):

Data em que a versão inicial da seção de linha de base e da metodologia de monitoramento foi finalizada:

07/03/2012.

Nome da pessoa / entidade responsável pela linha de base –

Empresa: Lumina Engenharia e Consultoria Ltda.

Rua: Bela Cintra 746, cj 102

Cidade: São Paulo

CEP: 01415-000

País: Brasil

Pessoa de contato: Sergio Augusto Weigert Ennes

Titulo: Diretor de projetos

Telefone: +55 (11) 3259-4033

Fax: +55 (11) 3259-4033

E-mail: sergio.ennes@luminaenergia.com.br

SEÇÃO C. Duração da atividade do projeto/período de obtenção de créditos

C.1. Duração da atividade do projeto:

C.1.1. Data de início da atividade do projeto:

Implantação, construção ou ação real feita pela PCH Ijuizinho (aquela que ocorrer primeiro).

C.1.2. Estimativa da vida útil operacional da atividade do projeto:

30a-0m

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C.2. Escolha do período de obtenção de créditos e informações relacionadas:

C.2.1. Período de obtenção de créditos renovável:

C.2.1.1. Data de início do primeiro período de obtenção de créditos:

01/01/2013 (ou data de registro do projeto sob o MDL, o que ocorrer por último)

C.2.1.2. Duração do primeiro período de obtenção de créditos:

7 anos

C.2.2. Período de obtenção de créditos fixo:

C.2.2.1. Data de início:

Não aplicável

C.2.2.2. Duração:

Não aplicável

SEÇÃO D. Impactos ambientais

D.1. Documentação sobre a análise dos impactos ambientais, inclusive dos impactos

transfronteiriços:

A resolução CONAMA nº 001 de 23/01/1986 estabelece que as hidroelétricas com mais de 10 MW

precisam de um Estudo de Impacto Ambiental (EIA) e os respectivos Relatórios de Impacto Ambiental

(RIMA).

A legislação nacional requer a emissão das seguintes licenças ambientais:

Licença Prévia – emitida durante a fase preliminar do planejamento do projeto, atesta viabilidade

ambiental e contendo requerimentos básicos a serão apresentados durante a construção e

operação.

Licença de Instalação;

Licença de Operação – emitida antes do fechamento da barragem.

Em relação às licenças e autorizações, o projeto de substituição da PCH Ijuizinho II CEEE já obteve o

seguinte:

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DOCUMENTO DATA DESCRIÇÃO ÓRGÃO

RESPONSÁVEL

LO 9118/2008-DL 12/12/2008 até

11/12/2012 Licença de Operação FEPAM

Despacho nº 33 11/01/2010

Aceita o Projeto Básico

desenvolvido pela

CEEE-GT

ANEEL

Tabela 18 – Licenças e Autorizações da PCH Ijuizinho II CEEE

D.2. Se os impactos ambientais forem considerados significativos pelos participantes do projeto

ou pela Parte anfitriã, apresente as conclusões e todas as referências que corroboram a

documentação da avaliação de impacto ambiental realizada de acordo com os procedimentos

exigidos pela Parte anfitriã.

Até o presente momento, o relatório de impacto ambiental da PCH Ijuizinho está sendo desenvolvido

para que ambas as licenças prévia e de instalação do projeto sejam obtidas junto ao órgão ambiental

competente.

No Projeto Básico da atividade de projeto foi desenvolvido um estudo ambiental considerando os meios

físico, biótico e antrópico das áreas de influência direta e indireta afetadas pelo projeto, de modo a

permitir a identificação e adoção de medidas mitigadoras e/ou compensatórias.

A análise de impactos ambientais levou à proposição dos seguintes programas visando a mitigação e/ou

compensação dos impactos identificados:

Plano Ambiental para a Construção – PAC;

Programa de Recuperação de Áreas Degradadas;

Programa de Monitoramento Limnológico e de Qualidade da Água;

Programa de Desmatamento e Limpeza da Bacia de Acumulação;

Programa de Proteção das Margens e Reposição Florestal;

Programa de Monitoramento da Fauna;

Programa de Monitoramento da Fauna Ictica;

Programa de Conservação e Resgate da Flora;

Programa de Educação Ambiental;

Programa de Comunicação Social;

Programa de Remanejamento da População;

Programa de Implantação do Plano de Conservação e Uso do Entorno do Reservatório;

Programa de Gerenciamento das Ações Ambientais.

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SEÇÃO E. Comentários das partes interessadas

E.1. Breve descrição de como foram solicitados e compilados os comentários das partes

interessadas locais:

Conforme a Resolução n º 1 de 01 de setembro de 2003 e Resolução n º 7 de 7 de março de 2008, emitida

pela AND brasileira - Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima (CIMGC), os projetos

MDL devem enviar uma carta descrevendo as atividades e solicitando comentários de partes interessadas

locais. Cartas-convite foram enviadas em 16/11/2011 para os agentes listados abaixo (cópias das cartas e

confirmação de envio do correio recebimento estão disponíveis mediante solicitação). Os avisos de

recebimento das cartas foram recebidos entre 02/12/2011 e 26/12/2011.

Ministério Público Federal;

Fórum Brasileiro de ONGs e Movimentos Sociais para o Meio Ambiente e Desenvolvimento –

FBOMS;

Ministério Público Estadual do Rio Grande do Sul;

Secretaria de Estado do Meio Ambiente do Rio Grande do Sul;

Prefeitura Municipal de Eugênio de Castro – RS;

Câmara dos Vereadores de Eugênio de Castro – RS;

Secretaria Municipal de Agricultura de Eugênio de Castro - RS;

Associação Comercial de Eugênio de Castro – RS;

Prefeitura Municipal de Entre Ijuis – RS;

Câmara dos Vereadores de Entre Ijuis – RS;

Secretaria Municipal de Agricultura de Entre Ijuis – RS;

Associação Comercial e Industrial de Tio Hugo, Entre Ijuis – RS.

E.2. Síntese dos comentários recebidos:

Nenhum comentário das partes interessadas foi recebido.

E.3. Relatório sobre como foram devidamente considerados os comentários recebidos:

Nenhum comentário das partes interessadas foi recebido.

FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO

(CDM PDD) - Versão 3

MDL – Conselho Executivo

página 54

Anexo 1

INFORMAÇÕES DE CONTATO DOS PARTICIPANTES DA ATIVIDADE DO PROJETO

Organização: CEEE-GT

Rua/Caixa Postal: Av. Joaquim Porto Villanova, 201, 7th floor

Edifício: -

Cidade: Porto Alegre

Estado/Região: Rio Grande do Sul

CEP: 91410-400

País: Brazil

Telefone: -

FAX: -

E-mail: -

URL: www.ceee.com.br

Representado por:

Cargo: -

Forma de tratamento: Sr.

Sobrenome: Mello

Nome: Marcos

Departamento: -

Celular: -

FAX direto: -

Tel. direto: +55 51 3382.5742

E-mail pessoal: marcossm@ceee.com.br

Organização: Lumina Engenharia e Consultoria Ltda.

Rua/Caixa Postal: Rua Bela Cintra 746, Conjunto 102

Edifício: -

Cidade: São Paulo

Estado/Região: São Paulo

CEP: 01415-000

País: Brazil

Telefone: +55 11 3259- 4033

FAX: -

E-mail: sergio.ennes@luminaenergia.com.br

URL: -

Representado por: -

Cargo: Director

Forma de tratamento: Mr.

Sobrenome: Ennes

Nome: Sergio

Departamento: -

Celular: +55 11 8384.0022

FAX direto:

FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO

(CDM PDD) - Versão 3

MDL – Conselho Executivo

página 55

Tel. direto: +55 11 3259.4033

E-mail pessoal: sergio.ennes@luminaenergia.com.br

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(CDM PDD) - Versão 3

MDL – Conselho Executivo

página 56

Anexo 2

INFORMAÇÕES SOBRE FINANCIAMENTO PÚBLICO

Não há financiamentos públicos para esse projeto.

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(CDM PDD) - Versão 3

MDL – Conselho Executivo página 57

Anexo 3

INFORMAÇÕES SOBRE A LINHA DE BASE

Geração Histórica de Energia da PCH Ijuizinho

Geração de Energia da PCH (MWh)

JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ TOTAL

2000 - - - - - - - - 674,24 564,51 689,81 678,18 2.606,75

2001 605,16 584,52 701,84 617,05 666,10 711,26 691,65 706,48 631,95 661,97 655,55 684,16 7.917,67

2002 677,88 608,87 589,35 669,35 623,54 571,80 482,68 226,39 210,34 0,00 153,16 335,88 5.149,25

2003 584,16 583,26 660,73 586,02 143,13 85,93 186,83 179,02 170,16 134,98 125,71 105,33 3.545,25

2004 184,93 123,71 5,19 -1,97 545,11 627,26 582,89 668,74 556,50 455,92 599,27 641,96 4.989,51

2005 633,14 378,52 310,59 655,94 485,28 408,80 565,14 525,95 579,78 367,13 632,69 637,99 6.180,96

2006 625,60 602,98 633,93 656,75 620,09 472,96 589,18 611,10 620,27 542,10 477,07 695,00 7.147,01

2007 685,82 587,62 644,49 591,12 605,51 647,27 373,96 697,87 492,25 360,42 539,12 609,30 6.834,76

2008 658,11 605,17 522,36 564,87 621,29 546,49 686,51 646,27 638,02 471,32 583,34 606,45 7.150,19

2009 639,22 564,78 555,22 166,30 392,27 602,48 662,89 595,81 417,78 565,45 425,76 522,71 6.110,68

2010 459,98 537,69 658,61 577,80 629,15 578,88 511,24 661,73 437,46 650,04 400,96 599,71 6.703,25

2011 673,99 - - - - - - - - - - - 673,99

EG Baseline 5-year-history before the repowering AVERAGE

MWh 613,4 579,65 602,92 511,37 573,66 569,62 564,76 642,56 521,16 517,87 485,25 606,63 6.789

Standard

Deviation

(MWh)

47,91

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página 58

Descrição do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Em Julho 2005, um grupo de trabalho composto pelo Ministério de Minas e Energia – MME e o

Ministério de Ciência e Tecnologia – MCT, com a participação do Operador do Sistema Elétrico (ONS),

foi criado para disponibilizar para os proponentes de projetos MDL as informações necessárias para

atividades de projetos ligados a rede. De acordo com a versão 2 da metodologia ACM0002, qual era a

versão mais recente na época, a análise dos dados de despacho foi indicado como o método mais

adequado para calcular os fatores de emissão, mas exigiu informações diárias detalhadas sobre o

despacho de energia de cada subsistema.

O MME, MCT e NOS trabalharam juntos para ajustar a metodologia para as circunstâncias particulares

do sistema elétrico Brasileiro. Para assegurar a transparência do processo, os detalhes do critério adotado

na aplicação da metodologia no Brasil são amplamente disseminados na página virtual do MCT

(http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/50862.html). Além disso, duas reuniões foram feitas

com especialistas e partes interessadas em projetos em desenvolvimento, um no Rio de Janeiro, em 20 de

Março 2007, antes da divulgação dos resultados, e outra em Brasília, em 16 de Agosto 2007, para discutir

do critério utilizado. A questão mais importante para proponentes do projeto não foi a metodologia mas a

definição do numero de subsistemas no SIN.

O grupo de trabalho, após discutir problemas relevantes, proposto pela adoção de quatro subsistemas,

seguindo a subdivisão adotada pelo ONS no despacho pelo SIN, que é Norte, Nordeste, Sudeste/Centro-

Oeste e Sul. Fatores de emissão de CO2 têm sido calculados sistematicamente pelo ONS desde Janeiro de

2006 e publicado na página virtual do MCT. Concomitantemente o Comitê Interministerial de Mudanças

Globais do Clima (CIMGC, uma divisão do MCT) submeteu ao Conselho Executivo do MDL uma

descrição de como a metodologia ACM0002 foi aplicada no Brasil.

A estrutura de quatro subsistemas então adotada diferiu da estrutura adotada pela grande maioria dos

projetos já submetidos ao CIMGC, quais consideraram apenas dois subsistemas (Norte/Nordeste e

Sul/Sudeste/Centro-Oeste).

Para ampliar o debate, o CIMGC fez uma Consulta Pública de 7 de dezembro 2007 a 31 de janeiro 2008,

exigindo comentários no critério adotado para a aplicação da metodologia ACM0002 no Brasil. Como

resultado, 21 submissões foram recebidas de varias instituições envolvidas na questão. As contribuições

criticaram principalmente a estrutura de quatro subestações (qual foi questionada por todas as

submissões). A adoção de quatro subsistemas foi apoiada por apenas uma submissão; os outros

preferiram a adoção de dois subsistemas ou apenas um sistema. Outras questões adereçadas eram de

viabilizar projetos de energia renovável em regiões diferentes, ajustando a metodologia ACM0002 ao

SIN, e possíveis definições retratando restrições de transmissão no MDL, além de outros.

Em 25 de Fevereiro 2008, uma reunião do grupo de trabalho foi feita para considerar as submissões.

Como criticas focaram na estrutura de subsistemas, o grupo analisou as alternativas sugeridas, quais

podem ser agrupadas em:

1) Quatro Subsistemas: Norte, Nordeste, Sudeste/Centro-Oeste, Sul.

2) Dois Subsistemas: Norte/Nordeste, Sul/Sudeste/Centro-Oeste.

FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO

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página 59

3) Um único sistema.

Deve se notar que durante o período de Consulta Pública, o Conselho Executivo do Mecanismo de

Desenvolvimento Limpo aprovou em Bonn, Alemanha, uma nova versão (número 7) da metodologia

ACM0002, qual indica a ferramenta metodológica especifica para calcular o fator de emissão de sistemas

elétricos. A respeito do numero de subsistemas de uma rede elétrica, essa ferramenta apresentou dois

critérios que poderiam ser utilizados para identificar restrições de transmissão entre dois subsistemas. Tal

critério, que são reproduzidas abaixo, não são mandatárias nem suplementares, mas apenas critérios

possíveis para identificar restrições significantes de transmissão, como sugerido na ferramenta

metodológica:

a) Em caso de sistemas elétricos com mercados locais para eletricidade, quando há diferenças

no preço da eletricidade (sem custos de transmissão e distribuição) de mais que 5% entre os

sistemas durante 60% ou mais das horas do ano.

b) Quando a linha de transmissão é operada a 90% ou mais de sua capacidade nominal durante

90% ou mais das horas no ano.

O grupo de trabalho utilizou a alternativa (1) – configuração dos quatro subsistemas (Norte, Nordeste,

Sudeste/Centro-Oeste, Sul) – para verificar a possibilidade de utilizar a alternativa (2), por meios de

análises de possíveis restrições de transmissão entre Norte e Nordeste, por um lado, e entre o Sul e

Sudeste/Centro-Oeste, no outro, de acordo com os critérios propostos (a) e (b). Simulações foram feitas

pelo ONS e avaliados por outros membros do grupo de trabalho. As descobertas nesse estágio foram que

não há restrições de transmissão entre o Sul e Sudeste/Centro-Oeste, e nem entre o Norte e Nordeste.

Depois, uma análise foi feita para verificar se houveram restrições de transmissão entre os dois

subsistemas (Norte/Nordeste, Sul/Sudeste/Centro-Oeste). A respeito ao critério (a), opções mais o menos

conservativas foram analisadas para os cálculos, como, a inclusão ou não do subsistema Sul nos cálculos

de diferenças de percentual de preço. Por meio de uma análise de sensibilidade, foi considerado que de

acordo com critérios que refletem mais aproximado a operação atual do SIN, as percentagens de tempo

durante quais os preços se diferiram em mais de 5 % seriam de 60%, qual é dentre o limite sugerido na

ferramenta de cálculo, assim indicando que não há restrições significantes de transmissão. Em relação ao

critério (b) (saturação da linha), o grupo não comparou o fluxo entre os subsistemas com a capacidade

nominal de transmissão entre os subsistemas porque é um procedimento complexo, qual depende nas

configurações do sistema interligado observado durante a operação e a direção dos fluxos entre regiões.

Essa análise simplificada foi considerada conservadora, como pode incluir restrições além da capacidade

nominal como mencionado na ferramenta do Conselho Executivo. As simulações indicaram que apenas

70% das horas do ano houve transmissão a 90% ou mais da capacidade nominal. Também indicaram que

não houve restrições de transmissão. Portanto, uma análise detalhada do fluxo entre os sistemas ao longo

do tempo não foi necessário.

O grupo de trabalho se reuniu dia 28 de Abril de 2008, no MME, e analisou os resultados das simulações

feitas.

Os membros do grupo concordaram por consenso que as restrições de transmissão atuais entre os

subsistemas do SIN não são significantes bastante para reduzir o benefício global do projeto, de acordo

FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO

(CDM PDD) - Versão 3

MDL – Conselho Executivo

página 60

com a região onde estão implantadas, sendo assim aconselhado a adotar a configuração de um único

sistema elétrico no Brasil.

Essa decisão não deve afetar de qualquer maneira a configuração atual utilizada pelo ONS no

planejamento operacional, assim como contabilidade e definição de preço de energia como realizado pela

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, qual adota a subdivisão do SIN em quatro

subsistemas. Também destacou que a base técnica fornecida pelas simulações permite abordagens

diferentes a serem feitas em cada caso.

Por último, o grupo apontou que o processo evolutivo do SIN deve somente confirmar a decisão de

adotar um sistema único para calcular o fator de emissão de CO2, como a expansão do suporte de

transmissão de eletricidade entre os subsistemas irá promover reduções graduais nas restrições de

transmissão e irá permitir a implementação de um projeto e um determinado subsistema para produzir

benefícios nos outros subsistemas do SIN.

O CIMGC, em sua 43ª reunião em 29 de Abril de 2008, após considerar as descobertas do grupo de

trabalho, decidiu adotar um SISTEMA ÚNICO como padrão para projetos MDL utilizando a ferramenta

para calcular fatores de emissão para estimar suas reduções de gases de efeito estufa.

Abaixo é mostrado o mapa do Sistema Interligado Nacional:

Figura 6 – Sistema Interligado Nacional (SIN)

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página 61

Anexo 4

INFORMAÇÕES SOBRE MONITORAMENTO

O plano de monitoramento será executado baseado nos procedimentos simplificados de linha de base e

monitoramento estabelecido na AM0002 versão 12.3.0.

A CEEE-GT irá proceder com os procedimentos estabelecidos e irá colocar num relatório dados

relacionados à eletricidade gerada pela tecnologia renovável.

Todos os procedimentos que serão utilizados no monitoramento estão descritos no item B.7.