DCP DESA v.01

Transcrição

DCP DESA v.01

PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03
CDM – Executive Board
MECANISMO DE DESENVOLVIMENTO LIMPO
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL-DCP)
Versão 03 – com efeito a partir de: 28 de julho de 2006
CONTEÚDO
A.
Descrição geral da atividade de projeto
B.
Aplicação da metodologia de linha de base e de monitoramento
C.
Duração da atividade de projeto / período de crédito
D.
Impactos ambientais
E.
Comentários da Partes Interessadas
Anexos
Anexo 1: Informações de contato dos participantes da atividade de projeto
Anexo 2: Informações sobre financiamento público
Anexo 3: Informações de linha de base
Anexo 4: Plano de monitoramento
1
SECÃO A.
Descrição geral da atividade de projeto
A.1.
Título da atividade de projeto:
>>
Geração de eletricidade a partir de fontes renováveis (eólica) – Parque Eólico Morro dos Ventos
Versão: 01
Data: 4/08/2010
A.2.
Descrição da atividade de projeto:
>>
A atividade de projeto proposta consiste na implementação e na operação de cinco novas plantas
de geração de energia eólica, Morro dos Ventos I, III, IV, VI e IX, localizadas em João Câmara,
no Estado do Rio Grande do Norte, Brasil. A atividade de projeto irá empregar 91 aerogeradores
de eixo horizontal, modelos GE 1.5xle e GE 1.6xle, cada um de 1,5 MW e 1,6 MW
respectivamente (capacidade nominal total: 145,2 MW). Morro dos Ventos I, Morro dos Ventos
III, Morro dos Ventos IV e Morro dos Ventos VI consistirão em 18 aerogeradores GE 1.6xle
cada; Morro dos Ventos IX terá 15 aerogeradores modelo GE 1.6xle e 4 aerogeradores modelo
GE 1.5xle. Até o momento da conclusão deste documento, a implementação física da atividade
de projeto ainda não havia se iniciado.
A atividade de projeto irá exportar 611.409 MWh/ano de energia renovável para o Sistema
Interligado Nacional (SIN). No cenário de linha de base1, a eletricidade equivalente à exportada
para a rede elétrica pela atividade de projeto seria gerada pela operação de plantas de energia
conectadas à rede elétrica e pela adição de novas fontes de geração, como refletido nos cálculos
da margem combinada (MC). Portanto, a atividade de projeto promoverá a redução de emissões
de gases de efeito estuga (GEE) através da substituição da geração de eletricidade a partir de
combustíveis fósseis que ocorreria em sua ausência.
Os limites do projeto incluem emissões de CO2 advindas da geração de eletricidade em plantas
de energia que queimam combustíveis fósseis, substituídas devido à atividade de projeto.
Emissões do projeto e fugitivas não são esperadas.
A atividade de projeto contribui ao desenvolvimento sustentável do país anfitrião das seguintes
maneiras:
•
Contribuição à sustentabilidade ambiental local: A atividade de projeto produzirá
energia renovável a partir de plantas eólicas de baixo impacto ambiental;
•
Contribuição à geração de trabalho: Novos postos de trabalho serão criados pela
atividade de projeto, especialmente durante sua implementação;
•
Contribuição ao caminho em direção a uma melhor distribuição de renda: O uso
de recursos renováveis para a geração de eletricidade diminui a dependência de
combustíveis fósseis e a poluição e os custos sociais associados;
•
Contribuição ao caminho em direção à diversificação da matriz elétrica e à
segurança energética: O período em que há maior abundancia de recursos eólicos é
coincidente com o período de menor disponibilidade hídrica no Brasil. Portanto, a
1
O cenário de linha de base é similar ao cenário existente antes do início da implementação da atividade
de projeto.
2
geração eólica de eletricidade é complementar às hidroelétricas, o que contribui à
segurança no fornecimento de energia renovável durante todo o ano e, por conseguinte,
à diminuição da dependência de combustíveis fósseis durante a estação seca2.
•
A.3.
>>
Contribuição ao aprendizado e ao desenvolvimento tecnológicos: Projetos deste tipo
podem estimular iniciativas similares no setor energético brasileiro e encorajar o
desenvolvimento de plantas de energia renovável modernas e mais eficientes no país.
Participantes do projeto:
Tabela 1. Participantes do projeto.
Nome da Parte
Entidade (s) privada e/ou pública Gentilmente indicar se a Parte envolvida
envolvida (*)
participante do projeto (*)
deseja ser considerada como participante
((anfitriã) indica a
(quando aplicável)
do projeto (Sim/Não)
parte anfitriã)
República
DESA – Dobrevê Energia S/A
Federativa do Brasil Key Consultoria e Treinamento
(anfitriã)
Ltda.
Não
(*) De acordo com as modalidades e os procedimentos do MDL, no momento de tornar o MDL-DCP
público no estágio de validação, uma Parte envolvida pode ou não ter fornecido sua aprovação. No
momento de requerer o registro, a aprovação pela (s) Parte (s) envolvida (s) é exigida.
A.4.
Descrição técnica da atividade de projeto:
A.4.1. Localização da atividade de projeto:
A.4.1.1.
Parte (s) Anfitriã (s):
>>
Parte Anfitriã: República Federativa do Brasil
A.4.1.2.
>>
Estado: Rio Grande do Norte
A.4.1.3.
Região/Estado/Província etc.:
Cidade/Comunidade etc.:
>>
Município: João Câmara
2
Brasil, Agência Nacional de Energia Elétrica, Atlas de Energia Elétrica do Brasil (Brasília, DF:
ANEEL) <http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/Atlas/download.htm>.
3
A.4.1.4.
Detalhes da localização física, incluindo informações que permitem a
identificação única desta atividade de projeto (máximo de uma página):
>>
Figura 1. Localização geográfica da atividade de projeto. À esquerda: localização do Estado
do Rio Grande do Norte no Brasil mostrado em vermelho. À direita: localização do município
de João Câmara no Estado do Rio Grande do Norte mostrado em vermelho.
As coordenadas geográficas das unidades da atividade de projeto estão mostradas na Tabela 2.
Tabela 2. Coordenadas geográficas das unidades de projeto3.
Nome da unidade
Latitude
Morro dos Ventos I
5º 21’ 46,2” S
Morro dos Ventos III
5º 22’ 27,7” S
Morro dos Ventos IV
5º 22’ 55,3” S
Morro dos Ventos VI
5º 20’ 37,2” S
Morro dos Ventos IX
5º 18’ 19,1” S
Longitude
35º 49’ 8,3” W
35º 52’ 5,7” W
35º 52’ 51,2” W
35º 52’ 41,9” W
35º 54’ 47,6” W
A.4.2. Categoria (s) da atividade de projeto:
>>
Escopo setorial:
01: Indústria Energéticas (fontes renováveis).
A.4.3. Tecnologia a ser empregada pela atividade de projeto:
>>
Energia eólica é definida como a energia cinética contida nas massas de ar que se movimentam
(vento). É usada para produção de eletricidade através da conversão da energia cinética
translacional em energia cinética rotacional e então através da conversão dessa última em
eletricidade, com o emprego de turbinas eólicas ou aerogeradores4.
Benefícios ambientais da geração eólica de eletricidade reconhecidamente incluem:
contribuição para a redução de emissões atmosféricas (incluindo gases que não são GEE)
3
Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Ficha de Dados. Morro dos Ventos I, III, IV, VI e IX.
4
Brasil, Agência Nacional de Energia Elétrica.
4
advindas de plantas termoelétricas, menor demanda por construção de novos grandes
reservatórios hidroelétricos e a redução de riscos derivados da sazonalidade hidrológica,
considerando a natureza complementar das gerações eólica e hídrica de eletricidade no Brasil,
como mencionado acima5.
Dentre os principais impactos ambientais negativos de plantas eólicas, a geração de ruídos
sonoros pode ser mencionada. Esses ruídos são gerados pela movimentação das pás e varia de
acordo com as especificações do equipamento. Pode-se mencionar também a possibilidade de
interferência eletromagnética, o que poderia perturbar sistemas de comunicação e de
transmissão de dados (rádio, televisão, etc.). Essas interferências são particularmente
relacionadas ao material usado na fabricação das pás. Alem disso, possíveis interferências em
rotas de aves devem ser consideradas6.
A atividade de projeto proposta consiste na implementação e operação de cinco novas plantas de
geração eólica de eletricidade, Morro dos Ventos I, III, IV, VI e IX, localizadas em João
Câmara, no Estado do Rio Grande do Norte, Brasil. A atividade de projeto irá empregar 91
aerogeradores de eixo horizontal, modelos GE 1.5xle e GE 1.6xle, cada um de 1,5 MW e 1,6
MW respectivamente (capacidade nominal total: 145,2 MW). Morro dos Ventos I, Morro dos
Ventos III, Morro dos Ventos IV e Morro dos Ventos VI consistirão em 18 aerogeradores GE
1.6xle cada; Morro dos Ventos IX terá 15 aerogeradores modelo GE 1.6xle e 4 aerogeradores
modelo GE 1.5xle. Até o momento da conclusão deste documento, a implementação física da
atividade de projeto ainda não havia se iniciado.
A atividade de projeto irá exportar 611.409 MWh/ano de energia renovável para o Sistema
Interligado Nacional (SIN). No cenário de linha de base1, a eletricidade equivalente à exportada
para a rede elétrica pela atividade de projeto seria gerada pela operação de plantas de energia
conectadas à rede elétrica e pela adição de novas fontes de geração, como refletido nos cálculos
da margem combinada (MC). Portanto, a atividade de projeto promoverá a redução de emissões
de GEE através da substituição da geração de eletricidade a partir de combustíveis fósseis que
ocorreria em sua ausência.
GE é um dos principais fabricantes de turbinas eólicas do mundo. Com mais de 13.500 turbinas
eólicas instaladas ao redor do mundo correspondendo a mais de 218 milhões de horas de
operação e 127.000 GWh de energia produzida, o conhecimento e a perícia da GE expandem-se
por mais de duas décadas. Suas fábricas eólicas e de instalação localizam-se na Alemanha, na
Noruega, na China, no Canadá e nos Estados Unidos7.
Os equipamentos da série Turbinas Eólicas 1,5 MW possuem controle ativo de passo das pás e
de direção, capacidade de controle de energia/torque e gerador assíncrono. Utiliza trem
posicionador distribuído onde todos os componentes da nacela são agrupados em uma estrutura
em comum, conferindo durabilidade excepcional. O gerador e a caixa de engrenagens são
suportados por elementos elastoméricos que minimizam as emissões de ruídos8.
5
6
7
GE Energy (GE Energia). Primary Activities (Atividades Primárias) - http://www.geenergy.com/businesses/ge_wind_energy/en/index.htm - Acessado em 14/07/2010.
8
GE Energy (GE Energia). 1.5 MW Series Wind Turbine (Turbinas Eólicas Série 1,5 MW) – Features &
Benefits (Características & Benefícios) - http://www.geenergy.com/prod_serv/products/wind_turbines/en/15mw/index.htm - Acessado em 14/07/2010.
5
O aerogerador modelo 1.5/1.6 xle é composto basicamente por uma turbina eólica de eixo
horizontal, com três pás e com um rotor de 82,5 metros de diâmetro. O rotor da turbina
juntamente com a nacela são montados no topo de uma torre tubular, conferindo uma altura de
80 metros no nível do cubo do rotor. O equipamento emprega controle ativo de direção
(projetado para conduzir a máquina em função da direção do vento), controle ativo de passo das
pás (projetado para regular a velocidade do rotor da turbina) e um sistema eletrônico conversor
integrado ao gerador. A turbina eólica é equipada com um trem posicionador (drive train)
distribuído, projetado especificamente para abarcar os componentes que incluem rolamentos do
eixo principal, caixa de engrenagem, gerador, acionador de direção (yaw drive) e painel de
controle que estão fixados à base9. Os aerogeradores GE 1.5/1.6 xle são para ventos classe II de
acordo com a classificação do IEC9, 10.
A descrição geral das características técnicas do aerogerador GE é fornecida na Tabela 3.
Tabela 3. Descrição técnica de GE 1.5/1.6 xle
Dados operacionais
Potência calculada
Velocidade de arranque do vento (cut-in)
Velocidade de paragem do vento (cut-out)
Velocidade nominal do vento
Classe de vento - IEC
Rotor
Diâmetro
Controle de velocidade
Área varrida pelas pás
Velocidade de rotação
Tipo de material das pás
Gerador
Tipo
Potência calculada
Voltagem calculada
Frequência
Sistema de freio
1,5/1,6 MW
3,5 m/s
20 m/s
11,5 m/s
IIIb
82,5 m
Controle de passo da pá
5.346 m2
9 a 18 rpm
Fibra de vidro circundada por epóxi
Gerador de indução duplamente alimentado
1500/1600 kW
690 V
60 Hz
3 sistemas independentes com mecanismo de
controle de passo de pá
Certificação*
Certificação da Turbina: Conformidade com
IEC 61400-1
Fonte: GE Energy. Descrição Técnica dos Aerogeradores 1.5/1.6 XLE
GE Energy – Documentação Técnica de Sistemas Geradores de Turbinas Eólicas
GE 1.5 XLE – 60 Hz – Dados de Descrição Técnica
GE 1.6 XLE – 60 Hz – Dados de Descrição Técnica
*Turbinas Eólicas – Parte 1: Exigências de projeto.
9
GE Energy. Descrição Técnica dos Aerogeradores 1.5/1.6 XLE
10
Comissão Eletrotécnica Internacional (International Electrotechnical Commission – IEC): O IEC é
a principal organização internacional que elabora e publica Padrões Internacionais para tecnologias
elétricas, eletrônicas e tecnologias relacionadas.
6
É importante salientar que não há restrições ambientais na área, como por exemplo Áreas de
Preservação Permanente (APP)11. Além disso, possíveis interferências com o ambiente serão
minimizadas através da adoção de medidas de mitigação e de controle ambiental.
Os aspectos ambientais da atividade de projeto são discutidos na Avaliação de Impactos
Ambientais da atividade de projeto, resumida na Seção E.
As informações disponibilizadas acima demonstram que a atividade de projeto emprega
tecnologia ambientalmente segura e confiável.
A.4.4. Quantidade estimada de redução de emissões no período de crédito
escolhido:
>>
I.
Tabela 4. Quantidade estimada de redução de emissões no período de crédito escolhido.
Anos
Estimativa anual da redução de emissões
em toneladas de CO2e
A partir de julho de 2012
83.706
2013
167.412
2014
167.412
2015
167.412
2016
167.412
2017
167.412
2018
167.412
Até junho de 2019
83.706
Total de redução estimada (toneladas de CO2e)
1.171.881
Número total de anos de crédito
7
Média anual de redução estimada no período de
167.412
crédito (toneladas de CO2e)
A.4.5. Financiamento público da atividade de projeto:
>>
Não há financiamento público envolvido nesta atividade de projeto.
SEÇÃO B.
Aplicação da metodologia de linha de base e de monitoramento
B.1.
Título e referência da metodologia aprovada de linha de base e de monitoramento
aplicada à atividade de projeto:
>>
Metodologia consolidada aprovada de linha de base e de monitoramento ACM0002 –
“Metodologia consolidada de linha de base para geração de eletricidade conectada à rede
elétrica através de fontes renováveis”, Versão 11.
Essa metodologia também refere-se às versões mais recentemente aprovadas das seguintes
ferramentas:
•
11
“Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico”. Versão mais
recentemente aprovada no momento de conclusão do DCP: 2;
Relatório Ambiental Simplificado (RAS). Morro dos Ventos I, III, IV, VI e IX.
7
•
“Ferramenta para demonstrar e avaliar adicionalidade”. Versão mais recentemente
aprovada no momento de conclusão do DCP: 5.2;
•
“Ferramenta combinada para identificar o cenário de linha de base e demonstrar
adicionalidade”. Versão mais recentemente aprovada no momento de conclusão do
DCP: 2.2;
•
“Ferramenta para calcular emissões de CO2 de projeto e fugitivas a partir da queima de
combustíveis fósseis”. Versão mais recentemente aprovada no momento de conclusão
do DCP: 2.
B.2.
Justificativa da escolha da metodologia e o porquê de ser aplicável à atividade de
projeto:
>>
A atividade de projeto proposta consiste na instalação de uma planta de geração de energia
renovável conectada à rede elétrica em um local onde não havia planta de energia renovável
operando antes da implementação da atividade de projeto (planta greenfield). Isso está de
acordo com as condições de aplicabilidade da ACM0002/Versão 11. Por conseguinte, essa
metodologia foi aplicada à atividade de projeto.
Além disso, a atividade de projeto preenche as condições remanescentes de aplicabilidade da
ACM0002/Versão 11 das seguintes maneiras:
•
“A atividade de projeto é a instalação (…) de uma planta de energia eólica (…)”.
•
A atividade de projeto não envolve:
o
A substituição de combustíveis fósseis por fontes renováveis de energia no
local da atividade de projeto;
o
Plantas de energia que queimam biomassa;
o
Plantas hidroelétricas que resultam em novos reservatórios ou no aumento de
reservatórios existentes em que a densidade de energia da planta é menor que 4
W/m2.
B.3.
Descrição das fontes e gases incluídos nos limites do projeto:
>>
A extensão espacial dos limites de projeto inclui as plantas de energia do projeto (constituída
por Morro dos Ventos I, Morro dos Ventos III, Morro dos Ventos IV, Morro dos Ventos VI e
Morro dos Ventos IX) e todas as plantas de energia conectadas fisicamente ao sistema elétrico
ao qual a planta de energia do projeto de MDL está conectada, ou seja, SIN. Fontes de emissão
e gases incluídos nos limites do projeto estão mostrados na Tabela 5.
8
Tabela 5. Fontes de emissão incluídas nos limites do projeto, segundo ACM0002/Versão 11.
Linha de base
Fonte
Gás Incluído?
Justificativa/Explanação
CO2
Sim
Principal fonte de emissão
CH4
Não
Fonte secundária de emissão
N 2O
Não
Fonte secundária de emissão
CO2
Não
Não se aplica
CH4
Não
Não se aplica
N 2O
Não
Não se aplica
CO2
Não
Não se aplica
CH4
Não
Não se aplica
N 2O
Não
Não se aplica
CO2
Não
Não se aplica
Para plantas hidroelétricas, emissões de CH4
CH4
a partir do reservatório
Não
Não se aplica
N 2O
Não
Não se aplica
Plantas de energia fornecendo energia ao
SIN
Atividade de projeto
Para plantas de energia geotérmica,
emissões fugitivas de CH4 e CO2 a partir de
gases não condensáveis contidos no vapor
geotérmico
Emissões de CO2 a partir da queima de
combustíveis fósseis para geração de
eletricidade em plantas de energia térmica
solar e plantas de energia geotérmica
Um diagrama de fluxo dos limites do projeto, delineando fisicamente a atividade de projeto e
representando as fontes de emissão e gases incluídos nos limites do projeto e as variáveis
monitoradas, é mostrado na Figura 2.
9
Figure 2. Limites do projeto. Variáveis monitoradas são mostradas. Emissões de linha de base consistem
nas emissões de CO2 a partir da queima de combustíveis fósseis para a geração de eletricidade por plantas
conectadas ao SIN, como refletido na margem combinada.
B.4.
Descrição de como o cenário de linha de base é identificado e descrição do cenário
de linha de base identificado:
>>
Conforme a ACM0002/Versão 11, como a atividade de projeto consiste na instalação de uma
nova planta/unidade de energia renovável conectada à rede elétrica, o cenário de linha de base é
o seguinte:
“Eletricidade exportada para a rede elétrica pela atividade de projeto seria de outra
forma gerada pela operação de plantas de energia conectadas à rede elétrica e pela
adição de novas fontes de geração, como refletido pelos cálculos da margem
combinada (MC) descritas na “Ferramenta para calcular o fator de emissão para um
sistema elétrico””.
B.5.
Descrição de como as emissões antropogênicas de GEE por fontes são reduzidas
abaixo daquelas que ocorreriam na ausência da atividade de projeto de MDL registrado
(avaliação e demonstração de adicionalidade):
>>
Conforme a ACM0002/Versão 11, a adicionalidade da atividade de projeto deve ser
demonstrada e acessada usando a versão mais recente da “Ferramenta para demonstrar e avaliar
adicionalidade”.
Passo 1: Identificação de alternativas para a atividade de projeto consistentes com as leis e
regulamentações vigentes
10
Subpasso 1a: Definir alternativas para a atividade de projeto:
Os cenários alternativos realísticos e confiáveis identificados disponíveis para os participantes
do projeto são:
•
A atividade de projeto implementada sem o registro da atividade de projeto como MDL
•
A continuação do cenário atual (atividade de projeto não implementada).
Subpasso 1b: Consistência com as leis e regulamentações vigentes:
Todas as alternativas identificadas estão em acordo com as leis e regulamentações.
Passo 2: Análise de investimento
A análise de investimento determina se a atividade de projeto é economicamente ou
financeiramente viável, sem os rendimentos da venda de Reduções Certificadas de Emissões
(RCEs).
A análise de investimento foi conduzida conforme a “Ferramenta para demonstrar e avaliar
adicionalidade” versão 5.2; portanto, os seguintes subpassos devem ser seguidos:
Subpasso 2a: Determinar o método de análise apropriado
A atividade de projeto gera outras rendas além da relacionada ao MDL; portanto, a análise de
custo simples não pode ser aplicada. A análise de comparação de investimento não é usada
porque não há evidência de que o cenário de linha de base proposto não deixa aos proponentes
do projeto outra alternativa senão fazer um investimento para fornecer o mesmo produto ou
serviço (ou produto/serviço substituto). Por conseguinte, será adotada a análise de benchmark
(Opção III).
Subpasso 2b: Opção III. Aplicar a análise de benchmark
Identificação do indicador financeiro
O método de Taxa Interna de Retorno do Projeto (TIRP) foi considerado como o mais
apropriado, uma vez que é mais adequado para o tipo de projeto e para o contexto de decisão.
Identificação do benchmark
O custo médio ponderado do capital (CMPC) é calculado considerando a porcentagem de
financiamento de dívida/patrimônio líquido e o custo médio do financiamento de
dívida/patrimônio líquido. O custo médio do financiamento de patrimônio líquido foi calculado
utilizando o Modelo de Precificação de Ativos Financeiros (MPAF), um modelo de precificação
amplamente usado em finanças, usando dados publicamente disponíveis. O custo médio de
financiamento de dívida refere-se ao custo esperado do financiamento que os tomadores de
decisão da companhia esperavam no momento da decisão do investimento. Pressupostos, fontes
e etapas de cálculo usados no desenvolvimento do benchmark estão descritos em detalhes nos
documentos disponibilizados durante a validação.
11
Resultado: CMPC = 17,02%
Subpasso 2c: Cálculo e comparação dos indicadores financeiros
A análise financeira detalhada é fornecida na planilha eletrônica anexada “DESAFinancial_Analysis.xls”, na qual uma descrição completa de todas as variáveis e os pressupostos
está disponível. As “Diretrizes para avaliação da análise de investimento” (versão 3.1) (EB51
Anexo 58) foram sistematicamente observadas na elaboração da análise financeira cujos
resultados estão relatados abaixo.
Resultado:
Após aplicação dos pressupostos enumerados acima e outros descritos na planilha de análise de
investimento, a TIR do projeto é 13,71%.
Comparação da TIR do projeto com a taxa de benchmark:
Conforme a “Ferramenta para demonstrar e avaliar adicionalidade”, subpasso 2c, subitem 10.
(b): “O benchmark financeiro, se a opção III (análise de benchmark) for usada. Se a atividade
de projeto de MDL possui um indicador menos favorável (por exemplo, TIR mais baixa) que o
benchmark, então a atividade de projeto de MDL não pode ser considerada financeiramente
atrativa”.
Portanto, sem os rendimentos advindos do MDL, o projeto de MDL proposto não é
financeiramente viável, isto é, a TIR do projeto de 13,71% é mais baixa do que a referência de
17,02%.
TIR do projeto de 13,71% < taxa de benchmark de 17,02%
Subpasso 2d: Análise de sensibilidade
A análise de sensibilidade foi conduzida para demonstrar que a falta de atratividade
financeira/econômica concluída é robusta para variações razoáveis nos pressupostos críticos.
Variáveis que constituem mais do que 20% tanto dos custos totais quanto dos rendimentos totais
do projeto foram submetidos a variação de 10%:
•
•
•
Geração de energia
Investimento em bens de capital (CAPEX)
Despesas operacionais (OPEX)
A análise de sensibilidade (descrita em detalhes nos documentos disponibilizados durante a
validação) demonstra que a análise de investimento consiste em um argumento válido a favor da
adicionalidade da atividade de projeto proposta, já que suporta consistentemente, para uma
gama realística de pressupostos, a conclusão de que é improvável que a atividade de projeto
sem os rendimentos de RCEs seja atrativa financeiramente/economicamente.
Passo 3: Análise de barreiras
Esse passo não foi aplicado.
12
Passo 4: Análise de prática comum
Subpasso 4a: Analisar outras atividades similares à atividade de projeto proposta
Há 45 plantas de energia eólica em operação no Brasil, somando 794,3 MW de capacidade
instalada, o que representa 0,73% da capacidade instalada total do país (Tabela 6). Além disso,
existem duas plantas de energia eólica sendo construídas no Brasil, somando 70,0 MW de
capacidade instalada, o que corresponde a 0,40% da capacidade total de produção de
eletricidade que está sendo adicionada no país (Tabela 7).
Tabela 6. Empreendimentos de produção de eletricidade em operação no Brasil*
Número Capacidade
Capacidade
Tipo
de
instalada verificada instalada verificada
unidades (kW)
(%)
Mini e micro centrais
315
179.700
0,16%
hidroelétricas (≤ 1 MW)
Plantas de energia eólica
45
794.334
0,73%
Pequenas centrais hidroelétricas
369
3.140.827
2,88%
(1 MW – 30 MW)
Plantas solares
1
20
0,00%
Grandes centrais hidroelétricas
168
75.861.799
69,51%
Plantas termoelétricas
1.340
27.149.050
24,88%
Plantas nucleares
2
2.007.000
1,84%
Total
1.925
109.132.730
100,00%
*Fonte: Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL)/Banco de Informação de Geração
(BIG). Disponível em:
http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.asp. Data de acesso:
11/06/2010.
Tabela 7. Empreendimentos de produção de eletricidade em construção no Brasil*
Número Capacidade
Capacidade
Tipo
de
instalada autorizada instalada
unidades (kW)
autorizada (%)
Mini e micro centrais
1
848
0,00%
hidroelétricas (≤ 1 MW)
Plantas de energia eólica
2
70.050
0,40%
Pequenas centrais hidroelétricas
63
866.391
4,96%
(1 MW - 30 MW)
Grandes centrais hidroelétricas
16
10.128.500
58,03%
Plantas termoelétricas
49
5.037.271
28,86%
Plantas nucleares
1
1.350.000
7,74%
Total
132
17.453.060
100,00%
*Fonte: Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL)/Banco de Informação de Geração
(BIG). Disponível em:
http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.asp. Data de acesso:
11/06/2010.
13
Os dados mostrados nas tabelas 6 e 7 mostram que a participação da energia eólica ainda não é
significativa na matriz energética brasileira. Além do mais, deve-se notar que a maioria dos
empreendimentos eólicos no Brasil se beneficia de um dos seguintes mecanismos de incentivo:
MDL ou PROINFA12.
PROINFA (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica) foi lançado em
2002 com o objetivo de aumentar a participação da eletricidade produzida a partir de biomassa,
de fonte eólica e de pequenas centrais hidroelétricas no SIN. O PROINFA é baseado no
aumento de tarifas e foi elaborado de modo a ter duas fases. Na primeira fase, inicialmente
determinou-se uma cota de 3,3 GW de nova capacidade de geração igualmente distribuída entre
eólicas, biomassa e pequenas hidroelétricas. Após a implementação do programa, parte da cota
de biomassa foi transferida para projetos eólicas12.
O programa prevê a implementação de 144 plantas, totalizando 3.299,40 MW de capacidade
instalada, sendo que 1.191,24 MW provem de 63 pequenas centrais hidroelétricas (1 MW – 30
MW), 1.422,92 MW de 54 plantas eólicas e 685,24 MW de 27 plantas de biomassa. Estima-se
que até o final de 2010, 68 empreendimentos (1.591,77 MW) começarão a operar, sendo 23
pequenas centrais hidroelétricas (414,30 MW), 2 plantas de biomassa (66,50 MW) e 43 plantas
eólicas (1.110,97 MW)12.
Projetos desenvolvidos no PROINFA possuem Contrato de Compra de Energia de 20 anos
assinado com a companhia estatal de eletricidade ELETROBRÁS12. O PROINFA ajusta
previamente o preço pago aos produtores pela eletricidade com valor econômico específico para
a tecnologia empregada, que é definido como o valor que garante, por um tempo
preestabelecido e nível de eficiência definido, a viabilidade econômica de um projeto típico
baseado em fontes alternativas de energia. É importante ressaltar que os preços pagos pelo
PROINFA são mais elevados que aqueles praticados no mercado13.
Concomitantemente, companhias de geração de eletricidade que tem Contratos de Compra e
Venda de Eletricidade assinados com a ELETROBRÁS no âmbito do PRONIFA podem
adquirir financiamento do Banco Nacional de Desenvolvimento (BNDES). Sob o chamado
Programa de Apoio Financeiro a Investimentos em Fontes Alternativas de Energia Elétrica no
Âmbito do PROINFA, até 70% dos itens financiáveis podem ser contemplados no empréstimo,
sendo que a primeira prestação pode ser paga até o terceiro mês após a data de início da
operação com períodos de amortização de até 10 anos14.
É importante salientar que o “PROINFA também objetiva a redução de emissões de GEE, nos
termos da UNFCCC, contribuindo para o desenvolvimento sustentável” e “é atribuição da
ELETROBRÁS o desenvolvimento direto ou indireto dos processos de preparação e validação
dos DCPs, registro, monitoramento e certificação da redução de emissões, e a comercialização
dos créditos de carbono obtidos pelo PROINFA”. “Os recursos originados das atividades
relacionadas ao MDL ou a outros mercados de carbono serão destinados à redução dos custos
12
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica. Disponível em:
http://www.mme.gov.br/programas/proinfa. Data de acesso: 11/06/2010.
13
Alves de Brito, M.L. 2009. Investments in Wind Energy in Brazil: Comparing PROINFA and CDM
project finance. Tese de Mestrado. Graduate School of Humanities and Social Sciences. University of
Tsukuba, Japan.
14
Programa de Apoio Financeiro a Investimentos em Fontes Alternativas de Energia Elétrica no Âmbito
do
PROINFA.
Disponível
em:
http://www.mme.gov.br/programas/proinfa/galerias/arquivos/programa/resolproinfa.pdf. Acessado em
14/06/2010.
14
do PROINFA”15. Nesse sentido, 12 projetos eólicos do PROINFA estão sendo ou foram
desenvolvidos como projetos de MDL (Tabela 8).
Tanto as plantas eólicas em construção quanto 36 das 45 plantas eólicas em operação no Brasil
beneficiam-se dos incentivos do PROINFA (Tabela 8). Ressalta-se que 2 das 9 plantas em
operação que não se beneficiam do PROINFA estão sendo desenvolvidas como projetos de
MDL (Tabela 8). Além do mais, dentro do grupo das 7 plantas que não fazem parte nem do
PROINFA nem do MDL, a planta de Fernando de Noronha localiza-se no Arquipélago de
Fernando de Noronha, que é alimentado por um complexo elétrico isolado híbrido eólica-diesel.
Morro do Camelinho é uma planta de energia experimental de 1 MW pertencente à companhia
energética estatal CEMIG (Companhia Energética de Minas Gerais), que foi implementada em
1994 com apoio do governo alemão16. Da mesma forma, Olinda é uma planta experimental
operada pelo Centro Brasileiro de Energia Eólica18, que é um instituto de pesquisas cujo
objetivo é “produzir e publicar conhecimento científico nas áreas de aerodinâmica,
aeroelasticidade, controle, qualidade da energia, sistemas híbridos de energia e avaliação do
potencial eólico e outros tópicos relacionados à tecnologia de turbinas eólicas”17. Prainha, Taíba
e Mucuripe pertencem à companhia Wobben Wind Power Indústria e Comércio Ltda18. Wobben
projeta, constrói, instala, opera e mantém plantas de energia eólica, e foi a primeira companhia
brasileira a fabricar aerogeradores de larga escala (800 – 3.000 MW)19. Portanto, essas plantas
possuem uma maior competitividade intrínseca no que diz respeito à aquisição de aerogeradores
em comparação com plantas de outros proponentes de projetos que não fabricam turbinas
eólicas, o que é o caso dos proponentes da presente atividade de projeto. Palmas atualmente
pertence e é operada pelas Centrais Eólicas do Paraná Ltda.18, que, por sua vez, pertence à
companhia energética estatal COPEL (Companhia Paranaense de Energia)20. Palmas foi
anteriormente pertencente a Wobben (70%) e à COPEL (30%)21. Portanto, pode-se afirmar que
Palmas teve um cenário comparável a Prainha, Taíba e Mucuripe quando em sua
implementação.
Considerando os fatores expostos acima, é possível concluir que, no momento de término deste
documento, não havia empreendimentos em operação comparáveis à atividade de projeto, em
relação a cenário de investimento.
Subpasso 4b: Discutir quaisquer Opções similares que estão ocorrendo:
15
Decreto
Federal
5025
de
30
de
março
de
2004.
Disponível
em:
http://www.planalto.gov.br/ccivil/_Ato2004-2006/2004/Decreto/D5025.htm. Accessed in 14/06/2010.
16
17
Centro Brasileiro de Energia Eólica. http://www.eolica.org.br. Acessado em 14/06/2010.
18
ANEEL: Empreendimentos eólicos em operação.
http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=7&fase=3. Acessado em
11/06/2010.
19
Wobben Windpower. http://www.wobben.com.br/. Acessado em 11/06/2010.
20
COPEL. Empreendimentos em operação.
http://www.copel.com/hpcopel/root/nivel2.jsp?endereco=/hpcopel/root/pagcopel2.nsf/docs/950F73FF30B
18CD2032574020061FAB7. Acessado em 11/06/2010.
21
ANÁLISE CONJUNTURAL, v.28, n.11-12, p.20, nov./dez. 2006.
15
Atividades similares à atividade de projeto não foram observadas nem comumente executadas;
portanto, a atividade de projeto não é prática comum no setor relevante no país.
Corroborando essa conclusão, pode-se mencionar o fato de que há três outros projetos eólicos
não beneficiados pelo PROINFA, que ainda não tiveram sua construção iniciada, mas que estão
sendo desenvolvidos como projetos de MDL (atualmente em estágio de validação)22,23,24.
Como todos os passos acima foram cumpridos, a atividade de projeto é adicional.
22
Parque eólico Jaguarão, Projeto de MDL:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/6CXYWGRBO0SOOGH34RVRSCN1K46OQ5/view.html.
Acessado em: 11/06/2010.
23
Parque eólico Serra dos Antunes, Projeto de MDL:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/3I96I5K6CL7810JG5G1OEZIZKS7S04/view.html.
Acessado em: 11/06/2010.
24
Parque eólico Livramento, Projeto de MDL:
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/WLLN3C8AW52MUD1B7XX1CKRW4ZOXBS/view.html
. Acessado em: 11/06/2010.
16
page 17
Tabela 8. Empreendimentos de geração eólica de eletricidade em operação e em construção no Brasil.
Planta
Albatroz
Atlântica
Bons Ventos
Camurim
Canoa Quebrada
Caravela
Coelhos I
Coelhos II
Coelhos III
Coelhos IV
Eólica Água Doce
Eólica Canoa Quebrada
Eólica de Bom Jardim
Eólica de Fernando de Noronha
Eólica de Prainha
Eólica de Taíba
Eólica Icaraizinho
Eólica Olinda
Eólica Paracuru
Eólica Praias de Parajuru
Eólica-Elétrica Experimental do Morro do Camelinho
Eólio - Elétrica de Palmas
Foz do Rio Choró
Gargaú
Gravatá Fruitrade
Lagoa do Mato
Capacidade instalada
autorizada (kW)1,2
4,50
4,50
50,00
4,50
57,00
4,50
4,50
4,50
4,50
4,50
9,00
10,50
0,60
0,23
10,00
5,00
54,60
0,23
23,40
28,80
1,00
2,50
25,20
28,05
4,95
3,23
17
Estado1,2
PB
PB
CE
PB
CE
PB
PB
PB
PB
PB
SC
CE
SC
PE
CE
CE
CE
PE
CE
CE
MG
PR
CE
RJ
PE
CE
Status1,2
Operando
Operando
Operando
Operando
Operando
Operando
Operando
Operando
Operando
Operando
Operando
Operando
Operando
Operando
Operando
Operando
Operando
Operando
Operando
Operando
Operando
Operando
Operando
Em construção
Operando
Operando
PROIN
FA?3
CDM?
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Não
Não
Não
Sim
Não
Sim
Sim
Não
Não
Sim
Sim
Sim
Sim
Não
Não
Não
Não
Sim4
Não
Não
Não
Não
Não
Sim9
Não
Não
Não
Não
Não
Sim5
Não
Sim5
Não
Não
Não
Sim5
Sim7
Não
Sim4
CDM
Status
N.A.
N.A.
N.A.
N.A.
Validação4
N.A.
N.A.
N.A.
N.A.
N.A.
Registrado9
N.A.
N.A.
N.A.
N.A.
N.A.
Validação5
N.A.
Validação5
N.A.
N.A.
N.A.
Validação5
Validação7
N.A.
Validação4
page 18
Macau
1,80
RN
Operando Não
Sim10
Registrado10
Mandacaru
4,95
PE
Operando Sim
Não
N.A.
Mataraca
4,50
PB
Operando Sim
Não
N.A.
Millennium
10,20
PB
Operando Sim
Não
N.A.
Mucuripe
2,40
CE
Operando Não
Não
N.A.
Parque Eólico de Beberibe
25,60
CE
Operando Sim
Não
N.A.
Parque Eólico de Osório
50,00
RS
Operando Sim
Sim8
Registrado8
11
Parque Eólico do Horizonte
4,80
SC
Operando Não
Sim
Registrado11
Parque Eólico dos Índios
50,00
RS
Operando Sim
Sim8
Registrado8
Parque Eólico Enacel
31,50
CE
Operando Sim
Não
N.A.
8
Parque Eólico Sangradouro
50,00
RS
Operando Sim
Sim
Registrado8
Pedra do Sal
18,00
PI
Operando Sim
Não
N.A.
Pirauá
4,95
PE
Operando Sim
Não
N.A.
Praia do Morgado
28,80
CE
Operando Sim
Não
N.A.
Praia Formosa
104,40
CE
Operando Sim
Sim5
Validação5
Presidente
4,50
PB
Operando Sim
Não
N.A.
RN 15 - Rio do Fogo
49,30
RN
Operando Sim
Sim6
Validação6
Santa Maria
4,95
PE
Operando Sim
Não
N.A.
Taíba Albatroz
16,50
CE
Operando Sim
Não
N.A.
Volta do Rio
42,00
CE
Em construção Sim
Não
N.A.
Xavante
4,95
PE
Operando Sim
Não
N.A.
1 - ANEEL: Empreendimentos eólicos em operação. http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=7&fase=3.
Acessado em 11/06/2010.
2 - ANEEL: Empreendimentos eólicos em construção. http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=7&fase=2.
Acessado em 11/06/2010.
3 - PROINFA: Empreendimentos contratados.
http://www.eletrobras.com/elb/Proinfa/services/eletrobras/ContentManagementPlus/FileDownload.ThrSvc.asp?DocumentID={5EE94F36-806D-4A91956B-326204F743B3}&ServiceInstUID={9C2100BF-1555-4A9D-B454-2265750C76E1}&InterfaceInstUID={18F15ED9-1E73-4990-8CC6F385CE19FF17}&InterfaceUID={72215A93-CAA7-4232-A6A1-2550B7CBEE2F}&ChannelUID={B38770E4-2FE3-41A2-9F75DFF25AF92DED}&PageUID={ABB61D26-1076-42AC-8C5F-64EB5476030E}&BrowserType=IE&BrowserVersion=6. Acessado em 11/06/2010.
18
page 19
4 - http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/HMOI5ZUNC27YH7DVBYBCFCRPUZWQ09/view.html. Acessado em 11/06/2010.
5 - http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/HSLJUUZ9G0RMHT1A6S1F14IMVIZ45B/view.html. Acessado em 11/06/2010.
6 - http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/BQQ32CCBBQ2342SUQ84SKA1T3NLEC0/view.html. Acessado em 11/06/2010.
7 - http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/J6EQPTU2VOQJKGG6LHWEERQVH5Z72F/view.html. Acessado em 11/06/2010.
8 - http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1158843861.54/view. Acessado em 11/06/2010.
9 - http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1156244716.38/view. Acessado em 11/06/2010.
10 - http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1167973931.45/view. Acessado em 11/06/2010.
11 - http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1151534607.76/view. Acessado em 11/06/2010.
19
Demonstração e avaliação de consideração prévia de MDL
Conforme as “Diretrizes para demonstração e avaliação de consideração prévia de MDL”
(Versão 3 – Anexo 22/EB49), “para atividades de projeto com data de início após 02 de agosto
de 2008, os participantes do projeto devem informar à ADN da Parte Anfitriã e ao Secretariado
da UNFCCC por escrito o início da atividade de projeto e sua intenção em buscar o status de
MDL”.
Portanto, os participantes do projeto informaram à AND brasileira e ao Secretariado da
UNFCCC o início da atividade de projeto e a sua intenção em buscar o status de MDL. Tal
notificação foi feita dentro dos seis meses após a data de início da atividade do projeto e contém
uma breve descrição da atividade de projeto e a localização geográfica precisa da planta do
projeto.
Essas notificações foram feitas usando o formulário padronizado F-MDL- Consideração Prévia
e foram enviadas para a AND brasileira e o Secretariado da UNFCCC em 11/06//2010 e o
recebimento desses documentos foi confirmado subsequentemente.
Evidências documentais dessas notificações estão disponíveis para a EOD durante a validação.
B.6.
Redução de emissões:
B.6.1. Explicação das escolhas metodológicas:
>>
Emissões do projeto:
Conforme a ACM0002/Versão 11, como a atividade de projeto não é uma planta geotérmica,
solar nem hídrica, PE y = 0 .
Emissões de linha de base
€ de linha de base devem ser calculadas da seguinte maneira:
As emissões
(1)
BE y = EGPJ ,y ⋅ EFgrid ,CM ,y
Onde:
€
BE y
= Emissões de linha de base no ano y (tCO2/ano);
EGPJ ,y
= Quantidade líquida de eletricidade gerada que é produzida e exportada para a
rede elétrica como resultado da implementação da atividade de projeto de MDL
no ano y (MWh/ano);
EFgrid ,CM ,y
= Fator de emissão de CO2 da margem combinada para a geração de energia
conectada à rede elétrica no ano y calculada usando a versão mais recente da
“Ferramenta para calcular o fator de emissão de um sistema elétrico”
(tCO2/MWh).
€
€
€
Cálculos de EGPJ ,y
€
20
Como a atividade de projeto consiste na instalação de uma nova planta de energia renovável
conectada à rede elétrica em um local onde não havia nenhuma planta de energia renovável em
operação antes da implementação da atividade de projeto, então:
(2)
EGPJ ,y = EG facility,y
Onde:
EGPJ ,y
no ano y (MWh/ano);
€
EG facility,y
= Quantidade líquida de geração de eletricidade exportada pela planta/unidade
de projeto para a rede elétrica no ano y (MWh/ano).
€
Cálculos de
€
EFgrid ,CM ,y
As plantas do projeto irão fornecer energia para o Sistema Interligado Nacional (SIN). A AND
brasileira publicou o delineamento do SIN a ser adotado em projetos de MDL. Pela Resolução
no €8 da AND brasileira, a rede elétrica desta atividade de projeto é considerada como um
sistema único composto pelos dois submercados do SIN e é definida como o sistema elétrico do
projeto. Plantas não conectadas à rede não serão incluídas nos cálculos de
.
será calculado usando a versão mais recente da “Ferramenta para calcular o fator de
emissão de um sistema elétrico. A seguinte fórmula será aplicada:
(3)
EFgrid ,CM , y = EFgrid ,OM , y ⋅ wOM + EFgrid , BM ⋅ wBM
Onde:
= Fator de emissão de CO2 da margem combinada no ano y (tCO2/MWh);
= Fator de emissão de CO2 da margem de construção no ano y (tCO2/MWh);
EFgrid ,OM , y
= Fator de emissão de CO2 da margem de operação no ano y (tCO2/MWh);
= Ponderação do fator de emissão da margem de operação (75%);
w BM
€
= Ponderação do fator de emissão da margem de construção (25%).
Os fatores de ponderação para as margens de operação e construção foram selecionados de
acordo com as diretrizes fornecidas na “Ferramenta para calcular o fator de emissão de um
sistema elétrico”.
será calculado de acordo com a análise de dados de despacho. Por esse método, o
fator de emissão da margem de operação é determinado baseado nas plantas de energia
conectadas à rede que estão efetivamente despachando na margem durante cada hora h em que o
projeto está produzindo eletricidade e
é calculado da seguinte maneira:
21
∑ EG
(4)
EFgrid ,OM −DD,y =
PJ ,h
⋅ EFEL,DD,h
h
EGPJ ,y
Onde:
= Fator de emissão de CO2 da margem de operação no ano y na análise
€
de dados de despacho (tCO2/MWh);
= Geração de eletricidade pela atividade na hora h do ano y (MWh);
= Fator de emissão de CO2 para plantas de energia conectadas à rede no
topo da ordem de despacho na hora h no ano y (tCO2/MWh);
EFEL,DD,h
= Eletricidade total substituída pela atividade de projeto no ano y
(MWh);
€
= Horas no ano y nas quais a atividade de projeto está gerando
eletricidade;
= Ano no qual a atividade de projeto está exportando eletricidade para a
rede elétrica.
y
Para o primeiro período de crédito, o fator de emissão da margem de construção será atualizado
anualmente, ex-post, incluindo aquelas unidades construídas até o ano de registro da atividade
de projeto ou, se as informações até o ano de registro ainda não estiverem disponíveis, incluindo
as unidades construídas até o último ano sobre o qual as informações estiverem disponíveis.
€
Os parâmetros
e
EFgrid ,BM ,y são calculados e publicados pela Comissão
Interministerial de Mudança Global do Clima, a Autoridade Nacional Designada brasileira, de
acordo com a versão mais recente da “Ferramenta para calcular o fator de emissão para um
sistema elétrico”. Com esses valores publicados e a eletricidade gerada por hora (
) será
€
possível calcular as emissões associadas à linha de base ( BEelec , y ).
Vazamento
Nenhuma emissão fugitiva é considerada.
Redução de emissões
A redução de emissões pela atividade de projeto durante um dado ano y é calculado da seguinte
maneira:
(5)
ERy = BE y − PE y
Onde:
€
= Redução de emissões da atividade de projeto durante o ano y (tCO2e)
22
= Emissões da linha de base durante o ano y (tCO2e)
= Emissões do projeto durante o ano y (tCO2e)
B.6.2. Dados e parâmetros que estão disponíveis na validação:
Dado / Parâmetro:
Unidade:
Descrição:
Fonte do dado usada:
Valor usado:
Justificativa da escolha
do dado ou descrição
dos métodos de medida
e procedimentos
usados:
Comentários:
Dado / Parâmetro:
Unidade:
Descrição:
Fonte do dado usada:
€
Valor usado:
Justificativa da escolha
do dado ou descrição
dos métodos de medida
e procedimentos
usados:
Comentários:
Fração
Ponderação do fator de emissão da margem de operação
“Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema
elétrico”. Versão 2
75%
Valor determinado para plantas de energia eólica
Esse valor será usado nos períodos subseqüentes de crédito.
w BM
Fração
Ponderação do fator de emissão da margem de construção
elétrico”. Versão 2
25%
Valor determinado para plantas de energia eólica
Esse valor será usado nos períodos subseqüentes de crédito.
B.6.3. Cálculo ex-ante da redução de emissões:
>>
A redução de emissões foram estimadas ex-ante da seguinte maneira:
(6)
Onde:
€
€
BE y = EGPJ ,y ⋅ EFgrid ,CM ,y
= Emissões de linha de base no ano y (167.412 tCO2/ano);
EGPJ ,y
no ano y (611.409 MWh/ano);
EFgrid ,CM ,y
= Fator de emissão de CO2 da margem combinada para a geração de energia
conectada à rede elétrica no ano y calculada usando a versão mais recente da
€
23
“Ferramenta para calcular o fator de emissão de um sistema elétrico” (0,2738
tCO2/MWh).
EF
grid ,CM ,y
Apesar do fato de que
será monitorado ex-post, para o cálculo da redução de
emissões ex-ante assumiu-se que esse parâmetro permaneceria constante ao longo do período de
crédito para simplificação dos cálculos. Essa premissa é baseada em dados do Plano
Operacional (2008) do Sistema Elétrico Nacional fornecidos pelo Operador Nacional do
€ (ONS). De acordo com esse plano, para os anos entre 2008 e 2012, 45% das
Sistema Elétrico
novas ofertas de eletricidade serão a partir de fontes renováveis (42% de hidroelétricas e 3% de
eólicas) e os 55% restantes serão a partir de fontes termoelétricas. Essas adições de capacidade
razoavelmente simétricas causarão pequeno impacto no fator de emissão da rede elétrica.
Conforme a ACM0002/Versão 11, para esta atividade de projeto, as emissões do projeto são
zero (
) e as emissões fugitivas não são consideradas.
(7)
ERy = BE y − PE y
Onde:
€
= Redução de emissões da atividade do projeto durante o ano y (167.412 tCO2e)
= Emissões da linha de base durante o ano y (167.412 tCO2e)
= Emissões do projeto durante o ano y (0 tCO2e)
Para maior detalhamento do cálculo ex-ante, veja planilha em anexo “ex_ante_DESA.xls”.
Os parâmetros usados para os cálculos ex-ante estão compilados na Tabela 9.
24
Tabela 9. Parâmetros usados para os cálculos ex-ante
Parâmetro
Unidade
ERy
tCO2/ano
167.412
BEy
tCO2/ano
167.412 de base no ano y
PEy
EGPJ,y
EGfacility,y
EGPJ,h
EFgrid,CM,y
tCO2/ano
MWh/ano
MWh/ano
MWh
tCO2/MWh
Valor
Descrição
Redução de
emissões no ano y
Emissões da linha
Comentário
Calculado
Calculado
Emissões do
projeto no ano y
Para esta atividade de projeto
(projeto de geração de eletricidade
por fonte eólica), as emissões são
nulas, conforme a
ACM0002/Versão 11
611.409
Quantidade
líquida de
eletricidade
gerada que é
produzida e
exportada para a
rede elétrica como
resultado da
implementação da
atividade de
projeto de MDL
no ano y
Estimado como a média anual total
da geração total de eletricidade pela
atividade de projeto, conforme
Relatórios de Camargo Schubert,
Ref. C&S-CEG-271/10 (rev-02),
C&S-CEG-272/10 (rev-02), C&SCEG-273/10 (rev-02), C&S-CEG274/10 (rev-02), C&S-CEG-275/10
(rev-02), C&S-CEG-276/10 (rev02) and C&S-CEG-277/10 (rev-02)
611.409
Quantidade
líquida de geração
de eletricidade
exportada pela
planta/unidade de
projeto para a
rede elétrica no
ano y
-
69,80
Geração de
eletricidade pela
atividade de
projeto na hora h
no ano y
0,2738
Fator de emissão
de CO2 da
margem
combinada para a
geração de
energia conectada
à rede elétrica no
25
Ref. C&S-CEG-271/10 (rev-02),
(rev-02), C&S-CEG-276/10 (rev02) and C&S-CEG-277/10 (rev-02)
Ref. C&S-CEG-271/10 (rev-02),
(rev-02), C&S-CEG-276/10 (rev02) and C&S-CEG-277/10 (rev-02).
Esse valor anual estimado foi
dividido por 8.760 (número de
horas em um ano).
Calculado
ano y calculada
usando a versão
mais recente da
“Ferramenta para
calcular o fator de
emissão de um
sistema elétrico”
EFgrid,OM,y
EFgrid,OM-DD,y
EFEL,DD,h
EFgrid,BM,y
wOM
wBM
tCO2/MWh
tCO2/MWh
tCO2/MWh
tCO2/MWh
Fração
Fração
0,3331
Fator de emissão
de CO2 da
margem de
operação no ano y
Calculado como a média por hora
do fator de emissão, ponderado pela
geração líquida de eletricidade por
hora
0,3331
Análise de dados
de despacho do
fator de emissão
de CO2 da
margem de
operação no ano y
Calculado como a média por hora
do fator de emissão, ponderado pela
geração líquida de eletricidade por
hora
0,3331
Fator de emissão
de CO2 para
plantas de energia
conectadas à rede
no topo da ordem
de despacho na
hora h no ano y
Estimado como a média por hora do
fator de emissão da margem de
operação do Sistema Interligado
Nacional (2006 – 2009), de janeiro
a dezembro, conforme publicado
pela AND brasileira
(http://www.mct.gov.br/index.php/c
ontent/view/74689.html, data de
acesso 12/07/2010)
Fator de emissão
de CO2 da
margem de
construção no ano
y
Estimado como a média do fator de
emissão da margem de construção
do Sistema Interligado Nacional
(2006 – 2009), conforme publicado
pela AND brasileira
(http://www.mct.gov.br/index.php/c
ontent/view/74689.html, data de
acesso 12/07/2010)
0,0960
0,75
Ponderação do
fator de emissão
da margem de
operação
0,25
Ponderação do
fator de emissão
da margem de
construção
Valor definido para a geração de
eletricidade através de fontes
eólicas, conforme a “Ferramenta
para calcular o fator de emissão
para um sistema elétrico”, Versão 2
Valor definido para a geração de
eletricidade através de fontes
eólicas, conforme a “Ferramenta
para calcular o fator de emissão
para um sistema elétrico”, Versão 2
B.6.4 Resumo da estimativa ex-ante da redução de emissões:
>>
Tabela 10. Resumo da estimativa ex-ante da redução de emissões.
26
Estimativa das
emissões da
atividade de
projeto (tonelada
de CO2e)
Ano
A partir de
julho de
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Até junho
de 2019
Total
(toneladas
de CO2e)
Estimativa das
emissões da linha
de base (toneladas
de CO2e)
Estimativa de
fugas
(toneladas de
CO2e)
Estimativa da
redução líquida de
emissões
(toneladas de
CO2e)
-
83.706
-
83.706
-
167.412
167.412
167.412
167.412
167.412
167.412
-
167.412
167.412
167.412
167.412
167.412
167.412
-
83.706
-
83.706
-
1.171.881
-
1.171.881
B.7.
Aplicação da metodologia de monitoramento e descrição do plano de
monitoramento:
B.7.1
Dados e parâmetros monitorados:
Dado / Parâmetro:
EG facility,y
Unidade:
Descrição:
MWh
Quantidade líquida de geração de eletricidade exportada pela
planta/unidade de projeto para a rede elétrica no ano y
Medidas feitas no local da atividade de projeto
Fonte do dado a€ser
utilizado:
Valor do dado usado
para calcular a redução
de emissões esperada
na seção B.5
Descrição dos métodos
de medida e
procedimentos a serem
adotados:
Procedimentos de
QA/QC a serem
adotados:
Comentários:
611.409
Esse parâmetro será continuamente analisado e as médias mensais e
anuais para valores monitorados serão calculadas. Corresponde à
soma da geração de eletricidade pelas cinco unidades da atividade de
projeto.
Os resultados das medidas serão comparados com os registros de
venda de eletricidade.
Corresponde à consolidação anual de EGPJ ,h . A estimativa ex-ante
foi feita através da média total anual prevista da geração líquida de
eletricidade pela atividade de projeto, conforme Relatório de Camargo
Schubert, Ref. C&S-CEG-271/10 (rev-02), C&S-CEG-272/10 (rev-
€
27
02), C&S-CEG-273/10 (rev-02), C&S-CEG-274/10 (rev-02), C&SCEG-275/10 (rev-02), C&S-CEG-276/10 (rev-02) and C&S-CEG277/10 (rev-02)
Dado / Parâmetro:
Unidade:
Descrição:
Fonte do dado a ser
€
utilizado:
Valor do dado usado
na seção B.5
de medida e
adotados:
Procedimentos de
QA/QC a serem
adotados:
Comentários:
EGPJ ,h
MWh
Geração de eletricidade pela atividade de projeto na hora h no ano y
Medidas feitas no local da atividade de projeto
69,80
Esse parâmetro será continuamente analisado e as médias mensais e
anuais para valores monitorados serão calculadas. Corresponde à
soma da geração de eletricidade pelas cinco unidades da atividade de
projeto.
Os resultados das medidas serão comparados com os registros de
venda de eletricidade.
A estimativa ex-ante foi feita através da média total anual prevista da
geração líquida de eletricidade pela atividade de projeto, conforme
Relatório de Camargo Schubert,Ref. C&S-CEG-271/10 (rev-02),
C&S-CEG-272/10 (rev-02), C&S-CEG-273/10 (rev-02), C&S-CEG274/10 (rev-02), C&S-CEG-275/10 (rev-02), C&S-CEG-276/10 (rev02) and C&S-CEG-277/10 (rev-02). Esse valor anual estimado foi
dividido por 8.760 (número de horas em um ano).
Dado / Parâmetro:
Unidade:
Descrição:
Fonte do dado a ser
utilizado:
Valor do dado usado
na seção B.5
de medida e
adotados:
Procedimentos de
QA/QC a serem
adotados:
Comentários:
tCO2/MWh
Fator de emissão de CO2 para plantas de energia conectadas à rede no
topo da ordem de despacho na hora h no ano y
Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima
0,3331
Valor de cada hora será usado. Conforme a versão mais recente da
elétrico”
Conforme a versão mais recente da “Ferramenta para calcular o fator
de emissão para um sistema elétrico”
Estimado como a média por hora do fator de emissão da margem de
operação do Sistema Interligado Nacional (2006 – 2009), de janeiro a
dezembro, conforme publicado pela AND brasileira
28
(http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/74689.html, data de
acesso 12/07/2010)
Dado / Parâmetro:
Unidade:
Descrição:
Fonte do dado a ser
utilizado:
Valor do dado usado
na seção B.5
de medida e
adotados:
Procedimentos de
QA/QC a serem
adotados:
Comentários:
tCO2/MWh
Fator de emissão de CO2 da margem de construção no ano y
Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima
0,0960
Para o primeiro período de crédito, o fator de emissão da margem de
construção será atualizado anualmente, ex-post, incluindo aquelas
unidades construídas até o ano de registro da atividade de projeto ou,
se as informações até o ano de registro ainda não estiverem
disponíveis, incluindo as unidades construídas até o último ano sobre
o qual as informações estiverem disponíveis.
Estimado ex-ante como a média do fator de emissão da margem de
construção do Sistema Interligado Nacional (2006 – 2009), conforme
publicado
pela
AND
brasileira
(http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/74689.html, data de
acesso 12/07/2010).
B.7.2. Descrição do plano de monitoramento:
>>
Considerações Gerais
O objetivo do plano de monitoramento é assegurar o monitoramento completo, consistente,
claro e acurado, assim como a redução de emissões advindas da atividade de projeto durante
todo o período de crédito. O operador do projeto (Dobrevê Energia S.A.) será responsável pela
implementação do plano de monitoramento.
O monitoramento consiste na medição da eletricidade líquida gerada pela atividade de projeto.
Os resultados das medidas serão comparados com os registros de venda de eletricidade. Os
dados serão medidos continuamente e será consolidado por hora e mensalmente. Valores
mensais serão comparados com os registros de venda de energia. Os registros referentes às
medições feitas durante a atividade de projeto (tipo, modelo e registros de calibração) serão
mantidos de acordo com as recomendações.
29
O Operador do Sistema Elétrico Nacional (ONS) regula, através dos Procedimentos de Rede25,
inter alia, as medidas da produção de eletricidade por faturamento (12o módulo).
€
O plano de monitoramento também inclui parâmetros como o fator de emissão de CO2 por hora
para plantas de energia que estão no topo da ordem de despacho ( EFEL,DD,h ) e o fator de
emissão de CO2 da margem de construção ( EFgrid ,BM ,y ) do SIN. Esses parâmetros serão obtidos
através da Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima, que calcula e publica
EFEL,DD,h e EFgrid ,BM ,y de acordo com a versão mais recente da “Ferramenta para calcular o
€
fator de emissão para um sistema elétrico”. Esses parâmetros publicados, em conjunto com os
registros por hora e anuais da €
eletricidade líquida exportada para o SIN pela atividade de
projeto, serão usados para o cálculo da margem combinada anual ( EFgrid ,CM ,y ) e, finalmente,
€ o cálculo da redução de emissões alcançada pela atividade de projeto.
para
Todos os dados coletados no plano de monitoramento serão arquivados e mantidos por pelo
menos 2 anos após o final do período de crédito ou 2 anos após a última emissão de RCE para
€
esta atividade de projeto, valendo o que ocorrer por último.
Estrutura de Monitoramento
A estrutura operacional e de manejo que o operador de projeto irá implementar no intuito de
monitorar a redução de emissões alcançada pela atividade de projeto está ilustrada no
fluxograma abaixo:
Equipe Administrativa Gerente de Operação Equipe de Operação da Planta Figura 3. Estrutura operacional e de manejo que o operador do projeto irá implementar no
intuito de monitorar a redução de emissões alcançada pela atividade de projeto.
Os papéis e responsabilidade dentro de cada estrutura mostrada na figura 3 é descrita em
detalhes nos parágrafos abaixo.
25
Operador do Sistema Elétrico Nacional (ONS). Procedimentos de Rede.
www.ons.org.br/procedimentos/index.aspx. Acessado em 14/07/2010.
30
Equipe Administrativa: Responsável pela manutenção e indexação de registros dos dados
pertencentes à exportação líquida de eletricidade para a rede elétrica. Os dados monitorados
serão coletados mensalmente e serão mantidos em um arquivo específico em meio eletrônico,
do qual será feita cópia de segurança pelo menos semanalmente. A Equipe Administrativa
também será responsável por manter e indexar cópias de registros de vendas de
eletricidade/contas de faturas ou outros registros aplicáveis, de informações pertencentes aos
relatórios de modelos e calibração das medidas usadas como parte do presente plano de
monitoramento, e de qualquer outra documentação em papel relevante como mapas, diagramas
de planta, etc. A Equipe Administrativa irá encaminhar toda a informação de meio eletrônico
para a Companhia de Consultoria de MDL numa freqüência no mínimo bimestral.
Gerente de Operação: Responsável pela supervisão geral da planta operacional e pela supervisão
da medição e registro dos dados relativos à exportação líquida de eletricidade para a rede
elétrica. Sua atribuição também inclui assegurar que os medidores incluídos no presente plano
de monitoramento são calibrados e submetidos à manutenção de acordo com a regulamentação
aplicável e com as recomendações dos fabricantes. Qualquer procedimento de calibração será
reportado à Equipe Administrativa.
Equipe de Operação da Planta: Responsável pela operação da planta eólica e por reportar os
dados monitorados para o Gerente de Operação e para a Equipe Administrativa. Dentre suas
atribuições também está assegurar que os dados monitorados pertencentes à geração líquida de
eletricidade são enviados continuamente (online) para a Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica (CCEE).
Compilação dos Relatórios de Monitoramento
Como mencionado anteriormente, os dados monitorados serão enviados para a Companhia de
Consultoria de MDL (Key Consultoria e Treinamento Ltda.) numa base bimestral, no
mínimo. Além de ser responsável por coletar as informações necessárias ao cálculo do fator de
emissão da rede elétrica ( EFEL,DD,h e EFgrid ,BM ,y ), a Companhia de Consultoria de MDL irá
compilar relatórios de monitoramento e será responsável pelos cálculos da redução de emissões
alcançada pela atividade de projeto.
€
€
B.8.
Data de término da aplicação do estudo de linha de base e da metodologia de
monitoramento e o nome da pessoa (s)/ entidade (s) responsável (is):
>>
Data de término da aplicação de estudo de linha de base e metodologia de monitoramento:
04/08/2010.
Pessoas responsáveis:
Sr. Breno Rates;
Sr Carlos Henrique Delpupo;
Sr. Carlos Shiguematsu Junior;
Sra. Laura Araujo Alves;
Sra. Luísa Guimarães Krettli;
Sr. Matheus Alves de Brito;
Sr. Rui Pereira.
Key Consultoria e Treinamento Ltda. (Participante do Projeto)
31
Av. Av. Paulista, 37
10º andar – Bela Vista
01311-902- São Paulo - SP
Tel: +55 (11) 3372-9572
E-mail: [email protected]
URL: http://www.keyassociados.com.br
SEÇÃO C.
C.1.
Duração da atividade de projeto / período de crédito
Duração da atividade de projeto:
C.1.1. Data de início da atividade de projeto:
>>
14/12/2009
A data indicada acima corresponde ao 2º Leilão de Energia de Reserva - Leilão nº 003/2009 LER-200926, no qual as cinco plantas de geração de eletricidade Morro dos Ventos I, III, IV, VI,
e IX foram contratadas. Para a presente atividade de projeto, essa é a primeira das data nas quais
a implementação ou construção ou ação real iniciou-se.
C.1.2. Vida útil operacional esperada da atividade de projeto:
>>
25 anos e zero meses27.
C.2.
Escolha do período de crédito e informações relacionadas:
C.2.1. Período de crédito renovável:
C.2.1.1.
Data de início do primeiro período de crédito:
>>
01/07/2012 ou a data de registro da atividade de projeto no MDL – UNFCCC, o que ocorrer
mais tardiamente.
C.2.1.2.
>>
7 anos e zero meses.
Duração do primeiro período de crédito:
26
2º Leilão de Energia de Reserva - Leilão nº 003/2009 - LER-2009 http://www.ccee.org.br/cceeinterdsm/v/index.jsp?vgnextoid=ec41d74d98114210VgnVCM1000005e0101
0aRCRD - Acessado em 13/07/2010
27
Vida útil típica de turbina eólica como mostrado em: Purohit, I. and Purohi, P. Wind energy in India:
Status and future prospects. Journal of Renewable and Sustainable Energy. 1 (042701). 2009.
32
C.2.2. Período de crédito fixo:
C.2.2.1.
Data de início:
C.2.2.2.
Duração:
>>
Não se aplica.
>>
Não se aplica.
SEÇÃO D.
Impactos ambientais
D.1.
Documentação referente à análise dos impactos ambientais, incluindo impactos
fora de seus limites:
>>
O principal objetivo do Licenciamento Ambiental no Brasil é padronizar as avaliações de
impactos ambientais e estabelecer planos de controle para empreendimentos poluidores. De
acordo com a Regulamentação Federal 9.433/1997, artigo 52, as agências ambientais estaduais
são as autoridades que possuem a responsabilidade de emitir Permissões Ambientais. No Rio
Grande do Norte, o Instituto de Desenvolvimento Sustentável e Meio Ambiente do Rio Grande
do Norte (IDEMA) é responsável pelo licenciamento ambiental.
Conforme a Resolução Federal CONAMA 001/86, atividades que utilizam recursos naturais e
que são considerados como empreendimentos com alto potencial poluidor ou de degradação
devem ter sua avaliação de impactos ambientais e seu relatório de impacto ambiental elaborados
para obter as licenças ambientais. Geração de eletricidade, independentemente de sua fonte de
energia, com potência maior do que 10 MW está entre essas atividades.
Portanto, o Relatório Ambiental Simplificado (RAS)28, que descreve os impactos ambientais
causados pela implementação e operação do projeto, foi submetido ao IDEMA no intuito de
obter a Licença Prévia (LP). IDEMA emitiu a Licença Prévia para as cinco plantas de geração
de eletricidade, identificadas por:
-
Morro dos Ventos I – Licença Prévia Nº 2009-029009/TEC/LP-0050, emitida em
28/09/2009 e válida até 28/09/2011.
-
Morro dos Ventos III – Licença Prévia Nº 2009-029012/TEC/LP-0052, emitida em
28/09/2009 e válida até 28/09/2011.
-
Morro dos Ventos IV – Licença Prévia Nº 2009-029014/TEC/LP-0054, emitida em
28/09/2009 e válida até 28/09/2011.
-
Morro dos Ventos VI – Licença Prévia Nº 2009-029013/TEC/LP-0053, emitida em
28/09/2009 e válida até 28/09/2011.
-
Morro dos Ventos IX – Licença Prévia Nº 2009-029016/TEC/LP-0056, emitida em
28/09/2009 e válida até 28/09/2011.
28
Relatório Ambiental Simplificado (RAS): avalia os impactos ambientais da atividade de projeto e é
exigido pelo IDEMA para a concessão da Licença Prévia (LP). Disponível à EOD durante a validação.
33
Através do licenciamento prévio, a agência ambiental avalia a localização e a concepção do
empreendimento, atestando a viabilidade ambiental e estabelecendo os requerimentos básicos
para as próximas fases do licenciamento.
As Licenças Prévias enumeradas acima estão disponíveis à EOD durante a validação.
D.2.
Se os impactos ambientais são considerados significantes pelos participantes do
projeto ou pela Parte Anfitriã, favor fornecer as conclusões e todas as referências que
baseiam a documentação da avaliação de impacto ambiental tratada de acordo com os
procedimentos requeridos pela Parte Anfitriã:
>>
As intervenções no ambiente físico pela atividade de projeto nas suas fases de planejamento,
implementação e operação foram categorizados e seus impactos ambientais associados foram
identificados no RAS; ações para preveni-las, mitigá-las ou compensá-las foram propostas
nesses documentos. Na Licença Prévia – LP, IDEMA impôs alguns requisitos para minimizar
ou eliminar os impactos. As maiores ressalvas da avaliação ambiental apontam para a
necessidade, entre outras, de:
-
Submissão do Plano de Controle Ambiental;
-
Submissão do Plano de Proteção e Manejo de Fauna;
-
Para as requisições da Licença de Instalação (LI), o desenvolvedor do projeto deve
apresentar uma Autorização para Supressão de Vegetação para o IDEMA;
-
Execução de todos as Medidas de Mitigação e Programas Ambientais descritos no RAS;
-
Requisição da LI no mínimo 45 dias antes da data de expiração da LP.
O desenvolvedor do projeto está trabalhando no intuito de alcançar todos as requisições
expostas na Licença Prévia.
SEÇÃO E.
Comentários das partes interessadas
E.1.
Breve descrição de como as partes interessadas foram convidadas e como os
comentários foram compilados:
>>
As partes interessadas foram convidadas em 28/07/2010 seguindo os procedimentos da
Autoridade Nacional Designada para esse propósito, definidos pela Resolução No 07 da
Comissão Interministerial de Mudança do Clima (CIMGC).
Dessa forma, as partes interessantes relevantes foram mapeados e convidados a visitar o sítio
eletrônico http://www.munduscarbo.com/projetos.htm no intuito de acessar a documentação do
projeto que inclui o MDL-DCP e sua versão em inglês. Essa documentação estará acessível no
sítio da internet acima ao longo de todo o período de registro.
As seguintes partes interessadas receberam cartas comunicando sobre a atividade de projeto de
MDL:
• Prefeito do Município da atividade de projeto;
• Representantes da Câmara Legislativa do Município da atividade de projeto;
• ONGs ambientais locais;
34
• Agências ambientais estaduais e locais;
• Fórum Brasileiro de ONGs e Movimentos Sociais para o Meio Ambiente e o
Desenvolvimento (FBOMS);
• ONGs nacionais cujos objetivos são relacionados à atividade de projeto;
• ONGs ambientais nacionais e internacionais;
• Ministérios Públicos estadual e federal.
E.2.
Resumo dos comentários recebidos:
>>
Até o momento da conclusão deste documento, nenhum comentário foi recebido.
E.3.
Relatório sobre como a devida consideração foi dada aos comentários recebidos:
>>
Até o momento da conclusão deste documento, nenhum comentário foi recebido.
35
Anexo 1
INFORMAÇÃO DE CONTATO DOS PARTICIPANTES DA ATIVIDADE DE
PROJETO
Organização:
Endereço:
Prédio:
Cidade:
Estado/Região:
CEP:
País:
Telefone:
FAX:
E-mail:
URL:
Representado por:
Cargo:
Saudação:
Último Nome:
Nome do Meio:
Primeiro Nome:
Departamento:
Celular:
FAX direto:
Telefone direto:
E-mail pessoal:
DESA – Dobrevê Energia S/A
Al. Dr. Carlos de Carvalho, 603 - 5º andar
--Curitiba
Parana
80430-180
Brasil
+55 41 3232-2020
+55 41 3232-2020
[email protected]
-José Leonardo Mendes
-Sr.
José Leonardo
-Mendes
--+55 41 3232-2020
+55 41 3310 - 9957
--
36
Organização:
Endereço:
Prédio:
Cidade:
Estado/Região:
CEP:
País:
Telefone:
FAX:
E-mail:
URL:
Representado por:
Cargo:
Saudação:
Último Nome:
Nome do Meio:
Primeiro Nome:
Departamento:
Celular:
FAX direto:
Telefone direto:
E-mail pessoal:
Key Consultoria e Treinamento Ltda.
Av. Paulista, 37 – 10º andar
São Paulo
SP
01311 902
Brasil
55 11 3372 9595
55 11 3372 9577
[email protected]
www.keyassociados.com.br
Carlos Henrique Delpupo
Diretor Técnico
Sr.
Delpupo
Henrique
Carlos
55 11 3372 9595
[email protected]
Anexo 2
INFORMAÇÕES RELACIONADAS A FINANCIAMENTO PÚBLICO
Não se aplica. Não há financiamento público concedido à atividade de projeto.
Anexo 3
INFORMAÇÕES DA LINHA DE BASE
Todas as informações pertinentes são fornecidas ao longo do texto.
Anexo 4
INFORMAÇÕES DE MONITORAMENTO
Todas as informações pertinentes são fornecidas ao longo do texto.
-----
37

DCP DESA v.01

Transcrição

Documentos relacionados

State and Trends of the carbon market

saHara - Solzaima

Versão 03 - MundusCarbo

fazer do livro

O Protocolo de Kyoto

The Coca-Cola Company: Possibilitando

sirius - Solzaima

Versão 03 - MundusCarbo

Diapositivo 1 - Alter

EcoNews Setembro 2010

direção de marca e comunicação.

Leia o flash completo em formato PDF - DCA-BR