Versão 03 - MundusCarbo

Transcrição

PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03
CDM – Executive Board
MECANISMO DE DESENVOLVIMENTO LIMPO
FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL-DCP)
Versão 03 – com efeito a partir de: 28 de julho de 2006
CONTEÚDO
A.
Descrição geral da atividade de projeto
B.
Aplicação da metodologia de linha de base e de monitoramento
C.
Duração da atividade de projeto / período de crédito
D.
Impactos ambientais
E.
Comentários das Partes Interessadas
Anexos
Anexo 1: Informações de contato dos participantes da atividade de projeto
Anexo 2: Informações sobre financiamento público
Anexo 3: Informações de linha de base
Anexo 4: Plano de monitoramento
1
SECÃO A.
A.1.
Descrição geral da atividade de projeto
Título da atividade de projeto:
Geração de eletricidade a partir de fontes renováveis conectada à rede elétrica: Complexo
Eólico Santa Vitória do Palmar e Chuí
Versão: 01
Data: 23 de dezembro de 2011
A.2.
Descrição da atividade de projeto:
A atividade de projeto proposta consiste na implementação e na operação do Complexo Eólico
Santa Vitória do Palmar e Chuí, constituído por 16 novas plantas de geração de energia eólica
(Chuí I, Chuí II, Chuí IV, Chuí V, Minuano I, Minuano II, Verace I, Verace II, Verace III,
Verace IV, Verace V, Verace VI, Verace VII, Verace VIII, Verace IX and Verace X) (Tabela
1), localizadas em Santa Vitória do Palmar e Chuí, no Estado do Rio Grande do Sul, Brasil. A
atividade de projeto irá empregar 16 aerogeradores de eixo horizontal, modelo Gamesa G97,
cada um com 2.0 MW (capacidade nominal total: 402 MW). A implementação física da
atividade de projeto ainda não foi iniciada.
Planta
Chuí I
Chuí II
Chuí IV
Chuí V
Minuano I
Minuano II
Verace I
Verace II
Verace III
Verace IV
Verace V
Verace VI
Verace VII
Verace VIII
Verace IX
Verace X
Tabela 1: Plantas constituintes do Complexo Eólico Santa Vitória do Palmar e Chuí.
Modelo de
Quantidade de
Capacidade
Fator de
Potência
aerogerador
aerogerador
instalada (MW) capacidade líquido líquida (MW)
12
24.0
42.6%
10.2
11
22.0
40.4%
8.9
11
22.0
40.1%
8.8
IMPSA
IWP-100
15
30.0
41.5%
12.4
11
22.0
42.5%
9.4
12
24.0
42.1%
10.1
10
20.0
42.3%
8.5
10
20.0
41.2%
8.2
13
26.0
42.2%
11.0
15
30.0
43.7%
13.1
15
30.0
41.2%
12.4
Gamesa G97
9
18.0
42.1%
7.6
15
30.0
42.4%
12.7
13
26.0
41.5%
10.8
15
30.0
42.2%
12.7
14
28.0
43.0%
12.0
2
TOTAL
201
402.0
42.0%
168.81
1
Ressalta-se que a configuração atual do Complexo Eólico Santa Vitória do Palmar e Chuí , com 201
aerogeradores, 402,0 MW de capacidade instalada, fator de capacidade líquido de 42,0% e
consequentemente potência líquida de 168,8 MW (geração de energia elétrica estimada de 1.478.611
MWh / ano) foi utilizada tanto na análise de investimentos (seção B.5 deste DCP) quanto na estimativa
ex-ante de reduções de emissões obtidas pela atividade de projeto proposto (seção B.6 deste DCP). O
fator de capacidade líquido da planta da atividade de projeto é aquele apresentado pelos
empreendedores à ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), a fim de obter garantias das
instalações físicas, que é necessário para a adesão de leilão (no sistema elétrico brasileiro, a garantia
física é a quantidade máxima de eletricidade que um empreendimento pode comercializar; a
eletricidade da atividade do projeto foi vendida no 12º Leilão Brasileiro de Energia Nova)
(referências: EPEDataSheet_Chui1;EPEDataSheet_Chui2; EPEDataSheet_Chui4;EPEDataSheet_Chui5;
EPEDataSheet_Minuano1;EPEDataSheet_Minuano2; EPEDataSheet_Verace1 ;EPEDataSheet_Verace2;
EPEDataSheet_Verace3;EPEDataSheet_Verace4; EPEDataSheet_Verace5;EPEDataSheet_Verace6; EPE
DataSheet_Verace7;EPEDataSheet_Verace8; EPEDataSheet_Verace9;EPEDataSheet_Verace10). Isto
está de acordo com as "Diretrizes para a comunicação e validação de fatores de capacidade liquida da
planta" (versão 01), que afirma que o fator de capacidade líquida da planta em uma atividade de
projeto MDL pode ser definida como o fornecido ao governo durante a aplicação da atividade de
projeto para aprovação de execução. A análise de geração de eletricidade disponível em relação a
esta garantia física são:
1.
A fim de avaliar a geração de eletricidade possível da atividade de projeto visando a definição de
garantias das instalações físicas requeridas pela ANEEL, os empresários da Inova Energy foram
contratados para analisar a geração de energia elétrica estimada em todas as instalações que
compõem o Complexo Eólico Santa Vitória do Palmar e Chuí. Naquele momento, o parque
eólico deveria ser constituído por 201aerogeradores Gamesa G90 modelo de 2,0 MW, com uma
capacidade total instalada de 402,0 MW. O relatório de estudo de ventos da Inova Energy foi
colocado à disposição dos empresários em 13/Apr/2011.
(referências:ChuiMinuano_InovaEnergy_20110413;Minuano2_InovaEnergy_20110413;Verace_
InovaEnergy_20110413) e definiu uma geração de eletricidade total estimada líquida
de 1.546.625 MWh / ano.
2.
No
entanto,
após a
realização
do
12º Leilão Brasileiro
de Energia Nova,
os
empresários levantaram a possibilidade de alterar o fornecedor dos aerogeradores, ou
seja, decidiu analisar a geração de energia elétrica com aerogeradores IMPSA nas plantas
de Chuí e Minuano. Em 15 e 16/Aug/2011(antes do leilão), os empresários realizaram análise de
geração interna de eletricidade com aerogeradores IMPSA IWP-100 em Chuí e Minuano e
comGamesa G97 em Verace, mantendo a mesma quantidade de aerogeradores utilizados no
estudo da Inova Energia em cada unidade. Estimou-se uma geração total de eletricidade líquida
de 1,679,995.5 MWh /ano.
(referências:
Chui1_InternalElectricityAnalysis;
Minuano1_InternalElectricityAnalysis;
Minuano2_InternalElectricityAnalysis;
Verace1_InternalElectricityAnalysis;
Verace10_InternalElectricityAnalysis).
Dessa forma, na data de tomada de decisão de investimento (ou seja, a data do 12º Leilão de Energia
Nova),
os
empresários decidiram
implementar os
parques
de
Chuí e
Minuano utilizando aerogeradores IMPSA e os parques de Verace utilizando aerogeradores de
modelo Gamesa. Esta é a configuração atual deste complexo eólico.
3
A atividade de projeto irá exportar 1,478,611 MWh/ano2 de energia renovável para o Sistema
Interligado Nacional (SIN). No cenário de linha de base3, a eletricidade equivalente à exportada
para a rede elétrica pela atividade de projeto seria gerada pela operação de plantas de energia
conectadas à rede elétrica e pela adição de novas fontes de geração, como refletido nos cálculo
da margem combinada (MC). Portanto, a atividade de projeto promoverá a redução de emissões
de gases de efeito estuga (GEE) através da substituição da geração de eletricidade a partir de
combustíveis fósseis que ocorreria em sua ausência.
Os limites do projeto incluem emissões de CO2 advindas da geração de eletricidade em plantas
de energia que queimam combustíveis fósseis, substituídas devido à atividade de projeto.
Emissões do projeto e fugitivas não são esperadas.
A atividade de projeto contribui ao desenvolvimento sustentável do país anfitrião das seguintes
maneiras:
• Contribuição à sustentabilidade ambiental local: A atividade de projeto produzirá
energia renovável a partir de plantas eólicas de baixo impacto ambiental;
• Contribuição à geração de trabalho: Novos postos de trabalho serão criados pela
atividade de projeto, especialmente durante sua implementação;
• Contribuição ao caminho em direção à diversificação da matriz elétrica e à
segurança energética: O período em que há maior abundancia de recursos eólicos é
coincidente com o período de menor disponibilidade hídrica no Brasil. Portanto, a
geração eólica de eletricidade é complementar às hidroelétricas, o que contribui à
segurança no fornecimento de energia renovável durante todo o ano e, por conseguinte, à
diminuição da dependência de combustíveis fósseis durante a estação seca4.
• Contribuição ao aprendizado e ao desenvolvimento tecnológicos: Projetos deste tipo
podem estimular iniciativas similares no setor energético brasileiro e encorajar o
desenvolvimento de plantas de energia renovável modernas e mais eficientes no país.
A.3.
Participantes do projeto:
Tabela 2. Participantes do projeto.
Nome da Parte envolvida (*)
Entidade (s) privada e/ou pública
((anfitriã) indica a parte anfitriã) participante do projeto (*) (quando
aplicável)
República Federativa do Brasil
Chuí Energia Eólica Ltda.
Gentilmente indicar se a Parte
envolvida deseja ser considerada
como participante do projeto
(Sim/Não)
Não
2
Considera-se os fatores de capacidade líquida de cada parque apresentada pelos empresários da ANEEL
(Agência Nacional de Energia Elétrica), a fim de obter garantias físicas para os parques. Uma descrição
detalhada dos fatores de capacidade líquida disponível para a atividade de projeto é apresentada na nota 1
deste DCP.
3
O cenário de linha de base é similar ao cenário existente antes do início da implementação da atividade
de projeto.
4
Brasil, Agência Nacional de Energia Elétrica, Atlas de Energia Elétrica do Brasil (Brasília, DF:
ANEEL). http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/Atlas/download.htm.
4
(anfitriã)
Minuano Energia Eólica Ltda.
Verace Energia Eólica Ltda.
WayCarbon Soluções Ambientais e
Projetos de Carbono Ltda.
(*) De acordo com as modalidades e os procedimentos do MDL, no momento de tornar o MDL-DCP público no
estágio de validação, uma Parte envolvida pode ou não ter fornecido sua aprovação. No momento de requerer o
registro, a aprovação pela (s) Parte (s) envolvida (s) é exigida.
A.4.
Descrição técnica da atividade de projeto:
A.4.1. Localização da atividade de projeto:
A.4.1.1.
Parte (s) Anfitriã (s):
Parte Anfitriã: República Federativa do Brasil
A.4.1.2.
Região/Estado/Província etc.:
Estado: Rio Grande do Sul
A.4.1.3.
Cidade/Comunidade etc.:
Municípios: Santa Vitória do Palmar e Chuí
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. Painel nferior esquerdo em ambos as figuras:
retrata a posição do Rio Grande do Sul na República Federativa do Brasil. Painel
esquerdo principal: Retrata o Município de Santa Vitória do Palmar no Estado do Rio Grande do Sul.
Painel da direita principal: Retrata Município Chuí no Estado do Rio Grande do Sul.
5
As coordenadas geográficas das unidades da atividade de projeto estão mostradas na Tabela 3.
Planta
Chuí I
Chuí II
Chuí IV
Chuí V
Minuano I
Minuano II
Verace I
Verace II
Verace III
Verace IV
Verace V
Verace VI
Verace VII
Verace VIII
Verace IX
Verace X
Fontes:
• UTM:
o
Tabela 3: Coordenadas geográficas das plantas de projeto.
Tipo (Datum
Latitude
SIRGAS2000, 22S)
UTM
6,272,978 m
Graus
- 33o39’35”.8261
UTM
6,272,638 m
Longitude
278,124 m
- 53o23’34”.2523
277,423 m
Graus
- 33 39’46”.3286
- 53o24’01”.7541
UTM
6,271,959 m
276,022 m
o
Graus
- 33 40’07”.2966
- 53o24’56”.7231
UTM
6,271,619 m
275,322 m
Graus
o
o
- 33 40’17”.7945
- 53o25’24”.1914
UTM
6,265,987 m
277,429 m
Graus
- 33o43’22”.0991
- 53o24’07”.5259
UTM
6,266,662 m
276,662 m
Graus
- 33 42’59”.6211
- 53o24’36”.6908
UTM
6,291,509 m
289,019 m
Graus
o
o
- 33 29’42”.5793
- 53o16’15”.7864
UTM
6,290,313 m
288,112 m
Graus
- 33o30’20”.7380
- 53o16’51”.9279
UTM
6,288,498 m
288,350 m
Graus
- 33 31’19”.7952
- 53o16’44”.2549
UTM
6,285,283 m
293,316 m
o
Graus
- 33 33’07”.6087
- 53o13’34”.5595
UTM
6,287,117 m
286,656 m
o
o
Graus
- 33 32’03”.3882
- 53o17’51”.0596
UTM
6,286,170 m
288,608 m
Graus
o
- 33 32’35”.5107
- 53o16’36”.2414
UTM
6,283,510 m
291,543 m
Graus
- 33 34’03”.8931
- 53o14’44”.7545
UTM
6,285,104 m
285,803 m
o
Graus
- 33 33’08”.0836
- 53o18’25”.8421
UTM
6,282,745 m
286,505 m
o
Graus
- 33 34’25”.1257
- 53o18’00”.6700
UTM
6,280,557 m
290,986 m
Graus
o
o
- 33 35’39”.3113
- 53o15’08”.8325
Ficha de Dados EPE (EPE =Empresa de Pesquisa Energética) (referências:
EPEDataSheet_Chui1; EPEDataSheet_Chui2; EPEDataSheet_Chui4; EPEDataSheet_Chui5;
EPEDataSheet_Minuano1;
EPEDataSheet_Verace1;
6
EPEDataSheet_Verace8; EPEDataSheet_Verace9; EPEDataSheet_Verace10);
Relatório
de
Estudo
de
Ventos
da
Inova
Energy
(referência:
ChuiMinuano_InovaEnergy_20110413; Verace_InovaEnergy_20110413).
Graus: Conversão de dados da UTM pelo programa oficial brasileiro ProGrid (Programa disponível em
http://www.ibge.gov.br/home/geociencias/geodesia/param_transf/default_param_transf.shtm,
acessado
em
05/Dez/2011;
Referências:
ProGriD_0147_SIRGAS2000_Lat_Long_Chui1;
ProGriD_0147_SIRGAS2000_Lat_Long_Minuano1;
ProGriD_0147_SIRGAS2000_Lat_Long_Minuano2;
ProGriD_0147_SIRGAS2000_Lat_Long_Verace01; ProGriD_0147_SIRGAS2000_Lat_Long_Verace02;
ProGriD_0147_SIRGAS2000_Lat_Long_Verace09; ProGriD_0147_SIRGAS2000_Lat_Long_Verace10)
o
•
A.4.2. Categoria (s) da atividade de projeto:
Escopo setorial: 01 - Indústria Energética (fonte renovável).
A.4.3. Tecnologia a ser empregada pela atividade de projeto:
Energia eólica é definida como a energia cinética contida nas massas de ar que se movimentam
(vento). É usada para produção de eletricidade através da conversão da energia cinética
translacional em energia cinética rotacional e então através da conversão dessa última em
eletricidade, com o emprego de turbinas eólicas ou aerogeradores4.
Benefícios ambientais da geração eólica de eletricidade reconhecidamente incluem:
contribuição para a redução de emissões atmosféricas (incluindo gases que não são GEE)
advindas de plantas termoelétricas, menor demanda por construção de novos grandes
reservatórios hidroelétricos e a redução de riscos derivados da sazonalidade hidrológica,
considerando a natureza complementar das gerações eólica e hídrica de eletricidade no Brasil,
como mencionado acima4.
Dentre os principais impactos ambientais negativos de plantas eólicas, a geração de ruídos
sonoros pode ser mencionada. Esses ruídos são gerados pela movimentação das pás e varia de
acordo com as especificações do equipamento. Pode-se mencionar também a possibilidade de
interferência eletromagnética, o que poderia perturbar sistemas de comunicação e de
transmissão de dados (rádio, televisão, etc.). Essas interferências são particularmente
relacionadas ao material usado na fabricação das pás. Além disso, possíveis interferências em
rotas de aves devem ser consideradas4.
A atividade de projeto proposta consiste na implementação e na operação do Complexo Eólico
Santa Vitória do Palmar e Chuí, constituído por 16 novas plantas de geração de energia eólica
(Chuí I, Chuí II, Chuí IV, Chuí V, Minuano I, Minuano II, Verace I, Verace II, Verace III,
Verace IV, Verace V, Verace VI, Verace VII, Verace VIII, Verace IX and Verace X) (Tabela
1), localizadas em Santa Vitória do Palmar e Chuí, no Estado do Rio Grande do Sul, Brasil. A
atividade de projeto irá empregar 16 aerogeradores de eixo horizontal, modelo Gamesa G97,
cada um com 2.0 MW (capacidade nominal total: 402 MW). A implementação física da
atividade de projeto ainda não foi iniciada.
7
A atividade de projeto irá exportar 1,478,611 MWh/ano5 de energia renovável para o Sistema
Interligado Nacional (SIN). No cenário de linha de base6, a eletricidade equivalente à exportada
para a rede elétrica pela atividade de projeto seria gerada pela operação de plantas de energia
conectadas à rede elétrica e pela adição de novas fontes de geração, como refletido nos cálculo
da margem combinada (MC). Portanto, a atividade de projeto promoverá a redução de emissões
de gases de efeito estuga (GEE) através da substituição da geração de eletricidade a partir de
combustíveis fósseis que ocorreria em sua ausência.
IMPSA é uma empresa de cem anos de idade, que fornece soluções integradas para geração de
energia a partir de recursos renováveis, equipamentos para a indústria de processos e serviços
ambientais. Para executar suas tarefas, a IMPSA foi organizada em unidades de negócio:
IMPSA Hydro, IMPSA Wind e IMPSA Energy, todos eles envolvidos no fornecimento
de soluções completas para geração de energia sustentável; Processo IMPSA, um fabricante de
equipamentos para a indústria de processo e IMPSA Serviços Ambientais, que é dedicado à
gestão de resíduos e tratamento. A qualidade dos produtos IMPSA é garantido pelo seu
Sistema de Gestão da Qualidade certificada internacionalmente (ISO 9001:2000, ISO
14001:2004) e pelos padrões internacionais de construção aplicado a seu processo de
fabricação em casa e no exterior7.
A Empresa IMPSA tem acompanhado a evolução da energia eólica nos últimos 30 anos através
de pesquisa e desenvolvimento. Em 1998, a Companhia começou a estudar materiais
compósitos e, no início de 2003, começou a desenvolver sua própria tecnologia. Como provedor
de soluções totais, IMPSA Wind é organizada em torno de três áreas principais: funções de
apoio; o produto top de linha - geradores eólicos -, e o processo de “chave na mão” para parques
eólicos8.
A IMPSA desenvolveu seu próprio conceito de conversores de frequência chamado
UNIPOWER®, onde se fusionam turbina e gerador em uma única máquina, realizando
simultaneamente a conversão da energia do vento em movimento, e este em eletricidade. Graças
à tecnologia UNIPOWER® melhora-se a eficiência e a confiabilidade dos aerogeradores.
Dado que a IMPSA Wind é um fornecedor de soluções totais, existem três dimensões em sua
organização. A primeira envolve as funções de suporte; a segunda é o produto: aerogeradores de
última geração e a terceira é o fornecimento sob modalidade “chave-na-mão” de parques
eólicos8.
5
Considera-se os fatores de capacidade líquida de cada parque apresentada pelos empresários da ANEEL
(Agência Nacional de Energia Elétrica), a fim de obter garantias físicas para os parques. Uma descrição
detalhada dos fatores de capacidade líquida disponível para a atividade de projeto é apresentada na nota 1
deste DCP.
6
O cenário de linha de base é similar ao cenário existente antes do início da implementação da atividade
de projeto.
7
Website
da
IMPSA.
emhttp://www.impsa.com/en/products/impsawind/SitePages/IMPSA%20Wind.aspx.
28/dez/2011.
8
Disponível
Acessado
em
IMPSA IWP-100 é um aerogerador de acionamento direto, com um rotor de 100 metros
de diâmetro, três pás de passo, controlados e com 2,0 MW de capacidade nominal8.
Da mesma forma, com experiência de mais de 15 anos, Gamesa é um líder tecnológico mundial
na concepção, fabricação, instalação e manutenção de turbinas eólicas, com 23.000 MW
instalados em 30 países e 15.000 MW em manutenção. A empresa tem o seu próprio desenho de
turbinas de vento e capacidade de desenvolvimento e é verticalmente integrada, que abrange
todo o processo de fabricação, concepção e instalação de geradores eólicos, incluindo a
fabricação de pás, moldes, raízes lâmina, multiplicadores, geradores, conversores e torres, bem
como a logística, montagem e instalação. Gamesa tem mais de 30 plantas de produção na
Espanha (fornecendo principalmente para o mercado europeu), os EUA, Ásia (China e Índia) e
Brasil (desde meados de 2011). No Brasil, a empresa iniciou a construção de uma fábrica de
montagem nacelle no Estado da Bahia (300 MW)9.
Gamesa também é líder mundial no desenvolvimento, construção e venda de parques
eólicos. Até o final de 2010, a empresa havia completado mais de 170 parques eólicos em 11
países, com uma capacidade total instalada de 4.100 MW, e outra de 22.661 MW em vários
estágios de desenvolvimento na Europa, América e Ásia. A divisão do departamento de parques
eólicos da Gamesa compromete todas as atividades associadas a projetos de energia eólica,
incluindo a identificação do local, medição de vento, obtenção das licenças necessárias e
licenças para a construção de parques eólicos e seus respectivos comissionamentos, venda final
de parques eólicos, e operação e manutenção da parte operacional.
As turbinas Multi-megawatt da plataforma Gamesa MW G9x-2.0 melhora os índices de
investimento competitivo por MW instalado a um custo da energia produzida devido à sua
combinação versátil de uma unidade de 2,0 MW de turbina de energia eólica e 4 rotores de
diferentes tamanhos: 80, 87, 90 e 97 metros de diâmetros , para atingir produção máxima em
todos os tipos de configurações e condições de vento.
A confiabilidade do Gamesa G8X - 2.0 MW, apoiada por uma ampla experiência e comprovada
capacidade de se adaptar, são unidas com o modelo Gamesa G9X - avanços tecnológicos de 2,0
MW, proporcionando melhorias notáveis de desempenho, modelos otimizados, nova torre e uma
imagem atualizada. A Gamesa G9x-2.0 MW baseia suas melhorias operacionais em controle de
velocidade e melhorias tecnológicas de ajuste variável, e outro hardware e atualizações de
projeto de software para extrair a quantidade máxima de energia do vento e fazê-lo o mais
eficientemente possível. O Gamesa G9X - 2.0 MW incorpora melhoria e aumento da capacidade
mecânica em turbinas eólicas em seus principais componentes, como o sistema de guinada, o
quadro, o eixo principal e rolamentos de lâmina. Estas melhorias garantem a máxima
confiabilidade do equipamento e permitem rotores maiores para serem usados para aumentar a
potência gerada10.
Em relação à tecnologia a ser empregada na atividade de projeto, é importante ressaltar
que nenhuma transferência de tecnologia e know-how são inspecionados para a presente
atividade de projeto. Além disso, nesta atividade de projeto, 60% da tecnologia empregada
8
Descrição técnica do IMPSA IWP-100. Referência: IPMSA_IWP-100_TechnicalDescription.
9
Site da Gamesa. Disponível em http://www.gamesacorp.com/en/gamesaen/. Acessado em 29/Dez/2011.
10
Gamesa G9X – 2.0 MW: Evolução técnica. Referência: GamesaG9X-2.0MW_TechnicalDescription.
9
no aerogeradores será fornecido pelo país anfitrião (Brasil), de acordo com as exigências
da FINAME (Agência Especial de Financiamento Industrial) / BNDES (Banco Nacional de
Desenvolvimento do Brasil), o credor agente do projeto.
As visões gerais das características técnicas do aerogerador IMPSA IWP-100 e do aerogerador
GAMESA estão fornecidos nas Tabela 4 e Tabela 5, respectivamente.
Tabela 4: Visão Geral Técnica do IMPSA IWP-100
Dados Operacionais
Potência calculada
2.0 MW
Velocidade de arranque do vento (cut-in)
4 m/s
Velocidade de paragem do vento (cut-out)
22 m/s
Velocidade nominal do vento
13 m/s
Classe de vento - IEC
61400
11
Rotor
Diâmetro
100 m
Área varrida pelas pás
7,854 m2
Velocidade de rotação
5 - 15 rpm
Controle de velocidade
Controle de passo
Gerador
Tipo
Transmissão direta com ímã permanente (DDPM)
Voltagem
750 V
Frequência
60 Hz
Sistema de Freio
Sistemas independentes com mecanismo de
controle de passo de pá
Tipo
Tabela 5: Visão Geral Técnica do Gamesa G9X
Dados Operacionais
Potência calculada
2.0 MW
Classe de vento – IEC11
IIA / IIIA
Rotor
Diâmetro
90 m / 97 m
Área varrida pelas pás
6,362 m2 / 7,390 m2
Velocidade de rotação
9.0 – 19.0 rpm / 9.6 – 17.8 rpm
Controle de velocidade
Passo e tecnologia de velocidade variáveis
Gerador
Tipo
Alimentação dupla
11
IEC (International Electrotechnical Commission - Comissão Eletrotécnica Internacional) é a
organização líder mundial que prepara e publica padrões internacionais para todas as tecnologias
elétricas, eletrônicas e afins.
10
Voltagem
690 V
Frequência
60 Hz
Sistema de Freio
Tipo
Ação conjunta de frenagem primariamente
aerodinâmica e frenagem de emergência com
sistema de controle hidráulico
É importante salientar que o empreendimento está em acordo com todas as determinações
estabelecidas pelas leis ambientais brasileiras, estaduais e municipais. Além disso, possíveis
interferências com o ambiente serão minimizadas através da adoção de medidas de mitigação e
de controle ambiental12. 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:
Um período de crédito renovável foi selecionado para a atividade de projeto proposta. A
estimativa ex-ante de reduções de emissões para o primeiro período de crédito de 7 anos é
apresentada na Tabela 6.
Tabela 6: Quantidade estimada de redução de emissões no período de crédito escolhido.
Anos
Estimativa anual de reduções de emissão em toneladas
de CO2e
2012
485.600
2013
582.721
2014
582.721
2015
582.721
2016
582.721
2017
582.721
2018
582.721
Reduções totais estimadas (toneladas de
97.120
CO2e)
Número total de anos de crédito
Média anual estimada de reduções de
emissão durante o período de crédito
(toneladas de CO2e)
4.079.046
7
582.721
A.4.5. Financiamento público da atividade de projeto:
12
Relatório Ambiental Simplificado do Complexo Eólico de Santana do Livramento (referencia:
CerroChato4_RAS; CerroChato5_RAS; CerroChato6_RAS; CerroTrindade_RAS; Ibirapuita1_RAS)
11
Não há financiamento público de Partes incluídas no Anexo 1 envolvido nesta atividade de
projeto.
SEÇÃO B.
Aplicação da metodologia de linha de base e de monitoramento
B.1.
Título e referência da metodologia aprovada de linha de base e de monitoramento
aplicada à atividade de projeto:
Metodologia consolidada aprovada de linha de base e de monitoramento ACM0002:
“Metodologia consolidada de linha de base para geração de eletricidade conectada à rede
elétrica através de fontes renováveis”, Versão 12.2.0.
Essa metodologia também refere-se às versões mais recentemente aprovadas das seguintes
ferramentas:
• “Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico”. Versão mais
recentemente aprovada no momento de conclusão do DCP: 02.2.1;
• “Ferramenta para demonstração e avaliação de adicionalidade”. Versão mais
recentemente aprovada no momento de conclusão do DCP: 06.0.0;
• “Ferramenta combinada para identificar o cenário de linha de base e demonstrar
adicionalidade”. Versão mais recentemente aprovada no momento de conclusão do
DCP: 03.0.1;
• “Ferramenta para calcular emissões de CO2 de projeto e fugitivas a partir da queima
de combustíveis fósseis”. Versão mais recentemente aprovada no momento de
conclusão do DCP: 02.
B.2.
Justificativa da escolha da metodologia e o porquê de ser aplicável à atividade de
projeto:
De acordo com as condições de aplicabilidade da ACM0002 versão 12.2.0, a atividade de
projeto proposto consiste na instalação de uma rede conectada de geração de energia
renovável em um local onde nenhuma fonte de energia renovável foi operada antes da
implementação da atividade de projeto (planta greenfield).
Além disso, a atividade de projeto cumpre todas as condições de aplicabilidade da ACM0002
versão12.2.0 das seguintes maneiras:
• “A atividade de projeto consiste na instalação, adição de capacidade, reforma ou substituição
de uma planta/unidade de energia de um dos seguintes tipos: usina de energia hidráulica (seja a
fio d’água ou com reservatório de acumulação), usina eólica, usina geotérmica, usina solar,
usina de energia de ondas ou de marés”;
Resultado: Condição de aplicabilidade é cumprida, considerando que a atividade do projeto é a
instalação de uma “unidade/usina de energia eólica”.
• “Em caso de adições de capacidade, retrofits ou substituição (exceto para projetos com adição
12
de capacidade relacionados a energia de onda, vento, solar ou das marés que utilizam a opção
2 da página 11 para calcular o parâmetro EGPJ,y): a planta já existente entrou em operação
comercial antes do início da referência histórica mínima de cinco anos, utilizada para o cálculo
das emissões de linha de base e definido na seção de emissão de linha de base, e não tem sido
feito a expansão da capacidade ou retrofit da planta entre o início deste período de
referência mínimo histórico e a implementação do atividade do projeto”.
Resultado: Desde que o projeto proposto não envolva adição de capacidade , retrofits ou
substituição, esta condição de aplicabilidade não é aplicada.
•
Em caso de usinas hidrelétricas, uma das seguintes condições devem ser aplicadas:
o
A atividade do projeto é executado em um reservatório único ou múltiplo, com
nenhuma mudança no volume de qualquer dos reservatórios, ou
o
A atividade de projeto é implementada em um reservatório único ou múltiplo, em que o
volume de qualquer um dos reservatórios é aumentada e a densidade de potência de
cada reservatório, conforme definições apresentadas na seção de Emissões do Projeto,
seja superior a 4 W/m2; ou
o
Os resultados da atividade de projeto nos novos reservatórios únicos ou múltiplos e a
densidade de potência de cada reservatório, como definições dadas por na seção de
Emissões do Projeto, seja superior a 4 W/m2 ".
Resultado: Tendo em conta que a atividade do projeto proposto é baseado em uma fonte eólica
de base, esta condição de aplicabilidade não é aplicada.
•
No caso de usinas hidrelétricas com múltiplos reservatórios, onde a densidade de potência de
qualquer dos reservatórios é inferior a 4 W/m2 as seguintes condições devem ser aplicadas:
o
A densidade de potência calculada para a atividade de projeto inteiro usando a equação
5 é maior que 4 W/m2;
o
Múltiplos reservatórios e usinas hidrelétricas localizadas no mesmo rio onde são
projetados em conjunto para funcionar como um projeto integrado que coletivamente
constituem a capacidade de geração da usina combinada;
o
Fluxo de água entre os reservatórios múltiplos não é usado por qualquer outra unidade
de energia hidrelétrica que não é uma parte da atividade de projeto;
o
Da capacidade total instalada de potência das unidades, que são conduzidos utilizando
água dos reservatórios, com densidade de potência inferior a 4 W/m2, é menor do que
15 MW;
o
Da capacidade total instalada de potência das unidades, que são conduzidos usando
água de reservatórios com densidade de potência inferior a 4 W/m2, é inferior a 10% da
capacidade instalada total da atividade de projeto de reservatórios múltiplos.
Resultado: Tendo em conta que a atividade do projeto proposto é baseado em uma fonte eólica
de base, esta condição de aplicabilidade não é aplicada.
13
•
“A metodologia não é aplicável ao seguinte:
o
Da atividade de projeto que envolvem a mudança de combustíveis fósseis para fontes
renováveis de energia no local da atividade de projeto, já que neste caso a linha de base
pode ser o uso contínuo de combustíveis fósseis no local;
o
Usinas de biomassa;
o
Uma usina hidrelétrica que resulta na criação de um novo reservatório único ou no
aumento de um único reservatório existente, onde a densidade de potência da usina é
inferior a 4 W/m2”
Resultado: Condição de aplicabilidade cumprida. A atividade de projeto não envolve troca de
combustível; usinas de biomassa, e não é uma usina hidrelétrica.
•
“Em caso de retrofits, substituições ou adições de capacidade, esta metodologia é aplicável
apenas se o cenário mais plausível, como resultado da identificação do cenário de referência,
é a “continuação da situação atual, isto é, para usar a geração de energia equipamento que já
estava em uso antes da implementação da atividade de projeto e de negócios como empresa
de manutenção usual””.
Resultado: Condição de aplicabilidade cumprida. A atividade de projeto não envolve retrofit,
substituição ou adição de capacidade.
Portanto, esta metodologia é aplicável à atividade de projeto.
B.3.
Descrição das fontes e gases incluídos nos limites do projeto:
A extensão espacial do limite do projeto inclui as plantas do projeto de alimentação (constituído
por Chuí I, Chuí II, Chuí IV, Chuí V, Minuano I, Minuano II, Verace I, Verace II, Verace III,
Verace IV, Verace V, Verace VI, Verace VII, Verace VIII, Verace IX e Verace X) e todas as
plantas de energia conectadas fisicamente ao sistema elétrico que a usina de projeto do
MDL está conectado, ou seja, SIN. Fontes de emissão e gases incluídos nos limites do
projeto são descritos na Tabela 7.
Tabela 7. Fontes e gases incluídos nos limites do projeto.
Linha de
Base
Gás
Usinas de fornecimento de energia ao SIN
(Emissões de CO2 a partir da geração de eletricidade
em usinas de energia de combustíveis fósseis que
são deslocadas devido à atividade do projeto)
Atividade de
Projeto
Fonte
Para usinas de energia geotérmica, as emissões
fugitivas de CH4 e CO2 de gases não-condensáveis
contidos no vapor geotérmico.
Emissões de CO2 provenientes da queima de
combustíveis fósseis para geração de eletricidade em
usinas termo-solares e usinas de energia geotérmica.
14
Incluído? Justificativa/Explicação
CO2
Sim
Maior fonte de emissão
CH4
Não
Menor fonte de emissão
N 2O
CO2
CH4
N 2O
CO2
CH4
N 2O
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Menor fonte de emissão
Não aplicável.
Não aplicável.
Não aplicável.
Não aplicável.
Não aplicável.
Não aplicável.
Para usinas hidrelétricas, emissões de CH4 do
reservatório.
CO2
CH4
N 2O
Não
Não
Não
Não aplicável.
Não aplicável.
Não aplicável.
Um diagrama de fluxo do limite do projeto, fisicamente delinear a atividade do projeto,
representando fontes de emissão e gases incluídos nos limites do projeto e as variáveis de
monitoramento está apresentado na Figura 2.
Figura 2: 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 12.1.0, como a atividade de projeto consiste na instalação de
uma nova planta/unidade de energia renovável conectada à rede elétrica, o cenário de linha de
base é o seguinte:
“Eletricidade exportada para a rede elétrica pela atividade de projeto seria de outra forma gerada
pela operação de plantas de energia conectadas à rede elétrica e pela adição de novas fontes de
15
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):
Data de início de projeto
De acordo com o Glossário de termos do MDL, “a data de início de uma atividade de projeto
de MDL é a data mais remota na qual a implementação, a construção ou ação real de uma
atividade de projeto se inicia” e “a data de início deve ser considerada como a data na qual o
participante de projeto compromete-se com despesas relacionadas à implementação ou
relacionadas à construção da atividade de projeto. Pode, por exemplo, ser a data na qual
contratos de equipamentos ou serviços de construção/operação necessários à atividade de
projeto foram assinados. Gastos menores pré-projetos, como, por exemplo, contratação de
serviços/pagamento de taxas para estudos de viabilidade ou estudos preliminares, não devem
ser considerados na determinação da data de início de projeto, uma vez que eles não
necessariamente indicam o início da implementação do projeto”.
Levando em consideração a definição da data de início prevista acima, a data de início de
projeto ainda não ocorreu para esta atividade de projeto. Durante o 12º Leilão Brasileiro
de Energia Nova nº 02/201113), a geração de eletricidade eólica desta atividade de projeto foi
contratada, no entanto, o Acordo de Compra de Energia (PPA) estabelecido no leilão não
necessariamente comprometeu os empresários a implementar o parque eólico de geração de
eletricidade, uma vez que é possível vender o PPA a outra parte ainda. Durante o leilão, os
empresários negociaram os custos da implementação do Complexo Eólico e trataram
finalmente os custos finais com os fornecedores de equipamentos e com a empresa responsável
pela execução das plantas. No entanto, esses acordos não foram oficializados ainda (ou seja, não
há contratos oficiais que cometem empresários e os fornecedores de equipamentos e empresas
responsáveis pela execução das instalações). Os empresários e as partes envolvidas estão a
elaborar os respectivos contratos.
Portanto, nenhuma implementação ou construção ou ação real ainda não ocorreu.
Demonstração e avaliação da consideração prévia do MDL
De acordo com as “Diretrizes para demonstração e avaliação da consideração prévia do MDL”
(versão 4 – Anexo 13/EB 62), “para atividades de projeto com data de início de projeto em ou
depois de 02 de agosto de 2008, o participante de projeto deve informar à AND do país anfitrião
e ao Secretariado da UNFCCC por escrito o início da atividade de projeto e sua intenção de
alcançar o status de MDL”.
Os participantes de projeto informaram à AND brasileira e ao Secretariado da UNFCCC o início
da atividade de projeto e sua intenção de alcançar o status de MDL. Tal notificação foi realizada
13
12º Leilão de Energia Nova (Leilão nº 02/2011). Disponível em
http://www.ccee.org.br/cceeinterdsm/v/index.jsp?vgnextoid=38820a6c2930f210VgnVCM1000005e0101
0aRCRD. Acessado em 07/Dez/2011. Referência: 12thNewEnergyAuction_Results
16
dentro dos seis meses após a data de início da atividade de projeto e conteve uma breve
descrição da atividade de projeto e a localização geográfica precisa da planta de projeto. As
notificações, utilizando o formulário padronizado F-CDM- Prior Consideration, foram enviado
para a AND brasileira e ao Secretariado da UNFCCC em 04/01/201214, e o recebimento de tais
documentos foi confirmado.
Evidências documentais de tais notificações foram disponibilizadas para a EOD durante a
validação.
Um resumo dos marcos do projeto é apresentado na Tabela 8.
Data
Objetivo
2008
RAS – Relatório
Ambiental
Simplificado de
Chuí e Verace
21/11/08
LP – Licença
Prévia de Chuí
2009
RAS – Relatório
Ambiental
Simplificado de
Minuano
25/02/10
LP – Licença
Prévia de Verace
29/06/10
LP – Licença
Prévia de Minuano
Tabela 8: Cronograma da atividade de projeto.
Parte
Documento de
Observação
Relacionada
referência
MAIA Meio
Avaliação de impacto ambiental dos
Ambiente
Chui_RAS;
parques Chuí e Verace, necessário para a
Consultoria
Verace_RAS
obtenção de Licença Prévia
Ambiental
FEPAM Agência
ambiental
LP_Chui
LP válida até 20/11/2010
responsável
pela emissão
das LPs
MAIA Meio
Avaliação de impacto ambiental do
Ambiente
Minuano_RAS
parque de Minuano, necessário para a
Consultoria
obtenção de Licença Prévia
Ambiental
FEPAM Agência
ambiental
LP_Verace
responsável
pela emissão
das LPs
IBAMA Agência
ambiental
LP_Minuano
responsável
pela emissão
das LPs
14
Notificações enviadas ao Secretariado da UNFCCC: Formulário de Consideração
Prévia (referência:UNFCCCPriorConsideration_Form_20120106) e
email(UNFCCCPriorConsideration_Email_20120106;UNFCCCPriorConsideration_EmailRecei
pt_201201tal). Notificações enviadas para a AND brasileira: Formulário de Consideração
Prévia (referência:DNAPriorConsideration_Form_20120104) e carta da AND confirmando o
recebimento do formulário (referência:DNAPriorConsideration_Receipt_201201tal)
17
16/03/11
13/04/11
15 –
16/08/11
LI – Licença de
Instalação de
Verace
Relatório de
estudo de ventos
da Inova Energy
utilizando o
aerogerador
modelo Gamesa
Análise dos
empreendedores de
geração interna de
eletricidade
com aerogeradores
Gamesa e IMPSA
FEPAM Agência
ambiental
responsável
pela emissão
das LIs
Inova Energy
-
LI_Verace
LI válida até 15/03/2016
ChuiMinuano_Inova
Energy_20110413;
Minuano2_InovaEne
rgy_20110413;
Verace_InovaEnergy
_20110413
A fim de avaliar a geração de
eletricidade possível da atividade de
projeto visando a definição de
garantias das
instalações físicas solicitadas pela
ANEEL, os empresários contrataram
a Inova Energy para analisar a geração de
energia elétrica estimada em todas as
instalações que compõem
o Complexo Eólico Santa Vitória
do Palmar e Chuí. Naquele momento,
o parque eólico deveria ser constituído
por 201 aerogeradores modelo
Gamesa G90 de 2,0 MW, com uma
capacidade total instalada
de 402,0 MW. O relatório de estudo de
vento da Inova Energy estimou
uma produção total de eletricidade líquida
de 1.546.625 MWh/ano.
Chui1_InternalElectr
icityAnalysis;
icityAnalysis;
icityAnalysis;
icityAnalysis;
Minuano1_InternalEl
ectricityAnalysis;
Minuano2_InternalEl
ectricityAnalysis;
Verace1_InternalEle
ctricityAnalysis;
Verace2_InternalEle
ctricityAnalysis;
Verace3_InternalEle
ctricityAnalysis;
Verace4_InternalEle
ctricityAnalysis;
Verace5_InternalEle
ctricityAnalysis;
Verace6_InternalEle
ctricityAnalysis;
Verace7_InternalEle
ctricityAnalysis;
Verace8_InternalEle
ctricityAnalysis;
Verace9_InternalEle
ctricityAnalysis;
18
Antes do 12º Leilão de Energia Nova, os
empresários levantaram a
possibilidade de alterar o fornecedor dos
aerogeradores, ou seja, decidiu a analisar
a geração de energia elétrica com
aerogeradores IMPSA no Chuí e em
Minuano. Em 15 e16/Ago/2011 (antes do
leilão), os empresários realizaram a
análise de geração interna de eletricidade
com aerogeradores IMPSA IWP-100
em Chuí e em Minuano e
com Gamesa G97 em Verace, mantendo a
mesma quantidade
de aerogeradores utilizados pela Inova
Energy em cada unidade. Estimou-se uma
geração total de eletricidade líquida
de 1.679.995,5 MWh/ano.
Verace10_InternalEl
ectricityAnalysis
14 –
17/08/11
Orçamento
previsto pelos
fornecedores de
aerogeradores (IM
PSA e Gamesa)
para os
empresários
IMPSA e
Gamesa
IMPSABudjet_2011
0814;
GamesaBudjet_2011
0817
17/08/11
12º Leilão de
Energia Nova Leilão nº 02/2011
-
12thNewEnergyAuct
ion_Results
19/08/11
Docmuento da
Schahin
formalizando o
custo do projeto
negociado antes e
durante o leilão.
Schahin
(empresa
implementador
a do processo
“chave na
mão”)
Schahin_Negotiated
Costs_20110819
WayCarbon
Chui1_WayCarbonC
ontract;
Chui2_WayCarbonC
ontract;
Chui4_WayCarbonC
ontract;
Chui5_WayCarbonC
ontract;
Minuano1_WayCarb
onContract;
Minuano2_WayCarb
onContract;
Verace1_WayCarbon
Contract;
Verace2_WayCarbon
17/11/11
Contrato assinado
com empresa
consultora de
MDL
19
O desenvolvedor do
projeto solicitado orçou a IMPSA e a
Gamesa, visando a aquisição
de aerogeradores necessários para a
atividade de projeto.
Data em que os
empresários venderam eletricidade do
Complexo Eólico de Santa Vitória
do Palmar e Chuí, no entanto, o
Acordo de Compra de
Energia (PPA) estabelecido no leilão não
necessariamente comprometeu os
empresários para a implementação do
parquet eólico de geração de
eletricidade. Esta data é o momento da
decisão de investimento.
Visando a adesão à atividade de
projeto no leilão, os empresários
apresentaram um correspondente
da garantia física total para uma produção
de energia elétrica líquida
de 1.478.611 MWh/ano para a
ANEEL (Agência Nacional
de Energia Elétrica); fator de capacidade
líquida foi utilizada na análise de
investimentos e na estimativa ex-ante de
reduções de emissões obtidas pela
atividade do projeto proposto.
Os custos de implementação “chave na
não” de instalação da atividade de
projeto apresentada pela Schahin foram
negociados durante o leilão. Os custos
finais estabelecidos nessa
negociação foram formalizados por
meio de um documento entre
a Schahin e os empresários.
N/a
Contract;
Verace3_WayCarbon
Contract;
Verace4_WayCarbon
Contract;
Verace5_WayCarbon
Contract;
Verace6_WayCarbon
Contract;
Verace7_WayCarbon
Contract;
Verace8_WayCarbon
Contract;
Verace9_WayCarbon
Contract;
Verace10_WayCarbo
nContract
04/01/12
Consideração
Prévia do MDL
AND Brasileira
e secretariado
da UNFCCC
UNFCCCPrior
consideration_Form_
20120104;
UNFCCCPrior
consideration_Email
_20120104;
DNAPrior
consideration_Form_
20120104;
DNAPrior
consideration_Receip
t_201201tal
Assim, os
participantes
do
projeto informaram a AND brasileira e ao
Secretariado da UNFCCC do início da
atividade de projeto e de sua intenção em
buscar o estado de MDL.
Essa notificação foi feita dentro de seis
meses da data de início da atividade do
projeto (na verdade, o projeto data de
início ainda
não
ocorreu para
esta atividade de projeto) e continha uma
breve descrição da atividade de projeto e
a
localização geográfica
precisa da
planta do projeto.
Demonstração e avaliação de adicionalidade
Conforme a metodologia ACM0002/Versão 12.2.0, a adicionalidade da atividade de projeto
deve ser demonstrada e avaliada utilizando-se a versão mais recente da “Ferramenta para
demonstrar e avaliar adicionalidade”.
Passo 1: Identificação de alternativas para a atividade de projeto consistentes com as leis e
regulamentações vigentes
Subpasso 1a: Definir alternativas para a atividade de projeto:
Os cenários alternativos realistas e confiáveis identificados, disponíveis para os participantes do
projeto, são:
• A atividade de projeto implementada sem ser registrada como atividade de projeto de MDL;
• A continuação do cenário atual (atividade de projeto não implementada).
Subpasso 1b: Consistência com as leis e regulamentações vigentes:
Todas as alternativas identificadas estão de acordo com as leis e regulamentações.
20
Passo 2: Análise de investimento:
A análise de investimento determina se a atividade de projeto não é economicamente ou
financeiramente viável, sem a receita da venda de Reduções Certificadas de Emissões (RCEs).
A análise de investimento foi conduzida conforme a “Ferramenta para demonstrar e avaliar
adicionalidade” (versão 05.2) e as “Diretrizes para a avaliação de análise de investimento”
(versão 05). Portanto, os seguintes subpassos devem ser seguidos:
Subpasso 2a: Determinar o método de análise apropriado:
A atividade de projeto gera outros rendimentos além daqueles relacionados ao MDL; portanto, a
análise de custo simples não pode ser aplicada. A análise de comparação de investimento não é
usada porque não há evidência de que o cenário de linha de base proposto não deixa aos
proponentes do projeto outra alternativa senão fazer um investimento para fornecer o mesmo
produto ou serviço (ou produto/serviço substituto). Por conseguinte, será adotada a análise de
benchmark (Opção III).
Subpasso 2b: Opção III. Aplicar a análise de benchmark:
Identificação do indicador financeiro
O método da Taxa Interna de Retorno - TIR foi considerado como o mais adequado, uma vez
que é o mais adequado para o tipo de projeto e contexto de decisão. A TIR foi o indicador
financeiro com base no qual o desenvolvedor do projeto tomou a decisão de investimento.
Identificação do benchmark
O custo do capital próprio (Ke) foi definido como referência de acordo com as "Orientações
para a Avaliação da Análise de Investimentos" (Versão 5), n. º 12: "Necessário / retorno
esperado sobre o capital próprio são parâmetros adequados para uma TIR de capital".
O custo do capital próprio (Ke) foi calculado usando o Capital Asset Pricing Model (CAPM),
um modelo de precificação amplamente utilizado em finanças, conforme descrito abaixo. Dados
e suposições utilizados são publicamente disponíveis, as fontes e as etapas de cálculo
utilizados no
desenvolvimento de
referência são
descritos
em
detalhes nos
documentos disponibilizados durante a validação.
(1)
Ke = Rf + β (Rm-Rf)15
Em que:
Rf
= Taxa livre de risco (%) Dados usados: Título de longo prazo do Tesouro Nacional
(tipo NTN-B) para os anos de 2006 (julho a dezembro), 2007, 2008, 2009 e 2010
15
As fórmulas CAPM (Capital Asset Pricing Model) utilizadas estão disponíveis ao público em papéis e
relatórios, como no PDF http://www.abce.org.br/downloads/ingleswacc.PDF.
21
(janeiro a junho), levando em consideração a data de tomada de decisão16.
Racionalidade: Os governos controlam a emissão de moeda, o que reduz a
probabilidade de default, aproximando o Título do conceito de ativo livre de risco. O
ativo utilizado é o NTN-B (data de liquidação: 15 de maio de 2035), título de longo
prazo que reflete um horizonte temporal comparável a um investimento em um projeto
de energia eólica no Brasil. Fonte: Publicamente disponível - Tesouro Nacional
Brasileiro: http://www.tesouro.fazenda.gov.br/tesouro_direto/;
β
= Risco de investimento comparado ao mercado (sem dimensão). É estimado como uma
proxy e mensurado como a sensibilidade dos retornos do ativo em relação aos retornos
de mercado. É calculado por meio da equação (3);
Rm
= Retorno esperado de um ativo de risco (retorno de mercado). Dados utilizados:
Retornos diários do IBOVESPA para os anos 2006 (julho a dezembro), 2007, 2008
2009 e 2010 (janeiro a junho). Racionalidade: conforme o site da BM&FBovespa, o
índice Bovespa é o principal indicador da performance média do mercado de ações
brasileiro. Sua relevância provém de dois fatos: o de refletir a variação dos papeis mais
negociados na BM&FBOVESPA e o de possuir tradição, tendo mantido a integridade
de suas séries históricas sem mudanças metodológicas desde sua origem em 1968.
Portanto, é um índice adequado para refletir os retornos sobre ativos de risco (retorno de
mercado).
Fonte:
Publicamente
disponível
BMF&BOVESPA:
http://www.bmfbovespa.com.br;
Nota: para que as taxas de retorno de mercado fossem obtidas em termos reais, aplicouse a equação de Fisher: Rm (real) = [(1+Nominal Rm) / (1 + Taxa de inflação)] – 1. O
índice de inflação utilizado é o Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), que é o índice empregado no reajuste anual dos preços de energia e o tipo de
inflação utilizada para calcular o retorno nominal do título NTN-B.
16
Uma série histórica de 5 anos foi usada para calcular o valor de referência (de agosto de 2006 a julho
de 2011) com a intenção de refletir a existente expectativas do mercado brasileiro no momento da decisão
de investimento (Agosto 2011). O período utilizado é considerado adequado com períodos mais
curtos por ter influenciado nos resultados para a conjuntura econômica a curto prazo em detrimento do
meio para a estrutura econômica a longo prazo, enquanto que períodos mais longos se somam
substancialmente com diferentes estruturas macroeconômicas e regimes regulamentares, também,
potencialmente, adicionando volatilidade aos cálculos e preconceitos com os resultados.
Além disso, enquanto a série histórica não pode mais ser considerado apropriado, porque eles podem não
refletir com precisão o ambiente econômico da decisão de investimento, adotando períodos mais
curtos no cálculo do valor de referência não é considerado uma abordagem conservadora devido à
ocorrência recente de uma crise econômica mundial desde 2008 e 2009, que afetou as linhas de ação dos
países e seus resultados. Embora o Brasil não ter sofrido consequências na mesma magnitude que os
países desenvolvidos, utilizando os dados pontuais poderia ter desviado condições brasileiras no médio
prazo.
Além disso, os dados históricos para o longo prazo brasileiro retorna obrigações do Tesouro (tipo NTN-B,
com data de vencimento de 15 de maio, 2035), adotada como taxa livre de risco no cálculo CAPM, estão
disponíveis a partir de 12 de abril de 2006 em diante, refletindo a data de início da transação do
título. Que é um bom exemplo de que os mercados nacionais têm crescido em liquidez, uma vez que os
títulos do governo podem ser comprados diretamente pelos proponentes do projeto.
22
Ri
= Retorno esperado de um ativo do setor de energia. Dados utilizados: Retornos diários
do Índice de Energia Elétrica da BM&FBovespa para os anos 2006 (julho a dezembro),
2007, 2008 2009 e 2010 (janeiro a junho). Racionalidade: De acordo com a
“Ferramenta para demonstrar e avaliar adicionalidade”, a análise financeira deve ser
baseada em parâmetros que sejam padrão no mercado, considerando as características
específicas do tipo de projeto, mas que não sejam associados à expectativa subjetiva de
rentabilidade ou perfil de risco de um determinado desenvolvedor do projeto. O Índice
de Energia Elétrica (IEE) da BMF&Bovespa satisfaz a ferramenta em questão, uma vez
que o índice tem o propósito de fornecer uma visão setorizada da performance do
mercado de ações. Compostas pelas mais significativas empresas de capital aberto de
setores econômicos específicos, representando a performance agregada do setor
contemplado.
Fonte:
Publicamente
disponível
BMF&BOVESPA:
http://www.bmfbovespa.com.br;
Nota: Todos os dados referentes ao ano de 2010 consideram o período de 01 de janeiro
a 30 de junho, de modo a refletir as informações disponíveis até a data de tomada de
decisão do investimento, ocorrida em julho desse mesmo ano.
(2)
!=
Cov(Ri , Rm )
" m2
Em que:
Cov (Ri,Rm)
percentuais);
= Covariância entre o retorno do ativo (Ri) e o retorno de mercado (Rm) (pontos
! m2
= Variância do retorno de mercado (pontos percentuais).
ii) Benchmark estabelecido
A taxa de retorno descrita e calculada na planilha “Benchmark_Verace.xls” e
“Benchmark_ChuíMinuano.xls” são, respectivamente, Ke = 13.08% e Ke = 13.57%, em termos
reais. Esses são os benchmarks definidos para avaliar a adicionalidade da atividade de projeto,
que serão utilizados em comparação às TIRs do Projeto.
Subpasso 2c: Cálculo e comparação dos indicadores financeiros:
A análise financeira detalhada é fornecida na planilha eletrônica anexada “FinancialAnalysis_
SantaVitoriadoPalmar.xls” e “FinancialAnalysis_Chui.xls”17, nas quais uma descrição completa
17
Deve ser
destacado que,
apesar do
fato
de
que Santa
Vitória
do
Palmar e Chuí constituem complexos de parques eólicos diferentes, a decisão do desenvolvedor do
projeto de investir em cada um deles estão intimamente ligados. Na verdade, o Complexo Eólico Chuí só
se torna um projeto viável porque o Complexo Eólico de Santa Vitória do Palmar representam uma maior
capacidade nominal, venceu o 12º Leilão Brasileiro de Energia Nova, pois o tamanho de ambos os
projetos combinados permitiria a sua ligação à rede por um custo menor. Portanto, tendo em conta
que um dos complexos não seria implementado na ausência do outro, a análise de investimentos de
Santa Vitória do Palmar e Chuí representam a reconstituição do processo de tomada de decisão mesmo e
deve ser considerado como tal.
23
de todas as variáveis e pressupostos está disponível. As “Diretrizes para avaliação da análise de
investimento” (Versão 5) foram sistematicamente observadas na elaboração da análise
financeira, cujos resultados estão relatados abaixo.
Cálculo da TIR do Projeto:
Energia contratada:
No momento da decisão de investimento, o montante anual de energia estimada a ser
gerada pelas dez usinas do Complexo Eólico Santa Vitória do Palmar foi de 109 MWA,
ou 954.840 MWh. Para
alcançar esta
geração de
eletricidade, o
fator
de
carga ponderada líquida projetada para as dez plantas naquele momento era 42,25%.
No momento da decisão de investimento, o montante anual de energia estimada a ser
gerada pelas seis usinas do Complexo Eólico Chuí foi de 59,8 MWA, ou 523.848 MWh. Para
alcançar esta geração de eletricidade, o fator de carga ponderada líquida projetada para os
seis plantas foi 41,53%.
Tendo em conta tanto o Complexo Santa Vitória do Palmar e Chuí, a quantidade de energia
gerada está estimada em 168,8 MWA, ou 1.478.611 MWh. Para alcançar esta geração de
eletricidade, o fator de carga ponderada líquida projetada para os dezesseis parques foi de
42,0%.
Tarifa de energia elétrica:
O preço da energia elétrica considerada na análise foi obtida a partir dos resultados do
12º Leilão Brasileiro de Energia Nova (n º02/2011). Tendo em conta o Complexo Eólico
de Santa
Vitória
do Palmar, o
preço
da
energia é
igual
a R$98.22/MWh. Para Complexo Eólico Chuí, é igual a R$102.39/MWh.
Para ambos os complexos, o preço médio ponderado é de R$ 99.70/MWh. Todos os preços
correspondem à data-base de agosto de 2011 e está sujeito a ajustes anuais pelo Índice Nacional
de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA.
Investimentos em bens de capital:
O valor a ser desembolsado em aerogeradores são evidenciados pela proposta de
aerogeradores desenvolvidos pela Gamesa em 17 de agosto de 2011 (do parque eólico de Santa
Vitória do Palmar) e pela proposta para o fornecimento de aerogeradores de modelo Impsa pela
Eletrosul Centrais Elétricas SA em agosto 14, 2011 (para os parques eólicos de Chuí).
O preço das obras civis de ambos os complexos são evidenciados pela carta
dirigida pela Schahin Engenharia SA para Eletrosul Centrais Elétricas SA em 19 de agosto de
2011, em que o fornecedor ratifica os valores acordados pelas partes durante o leilão.
Despesas relacionadas com subestações, linhas de transmissão, instalação de valas e
transmissão para as estações de conexão compartilhada são evidenciadas pela proposta técnica e
comercial dirigida pela ABB Ltda. ã Eletrosul Centrais Elétricas SA em 16 de agosto de 2011.
24
Nota-se que na tomada de decisões tanto do Complexo Santa Vitória do Palmar quanto ao
Complexo do Chuí eram considerados elegíveis para o Regime Especial de Incentivos para o
Desenvolvimento de Infra-estrutura (REIDI), que isenta os seus investimentos das taxas do PIS
e de Cofins.
Operação e Manutenção (O&M):
Operação e manutenção (O & M) dos custos durante os cinco primeiros anos de operação do do
Parque Eólico de Chuí foram obtidos a partir do estudo de vento Impsa O & M proposta dirigida
ao desenvolvedor do projeto em 14 de agosto de 2011. O & M para os custos de Santa Vitória
do Palmar usinas são evidenciadas pela proposta aerogeradores desenvolvido pela Gamesa em
17 de agosto de 2011
Custos de transmissão:
Os valores da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST), que se refere aos custos de
transmissão do Sistema Integrado Nacional (SIN), foram obtidas na Resolução Homologatória
1.031 da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), de 22 de julho de 2010. A tarifa é
aplicada sobre a potência instalada do projeto e será monetariamente atualizada a cada ciclo
tarifário. Além disso, o projeto se enquadra nas condições estabelecidas pela Lei 9, artigo 26,
§1o, de 26 de dezembro de 1996. De acordo com a redação dada pela Lei 11.488, de 15 de junho
de 2007, ela estabelece um percentual de redução não inferior a 50% da TUST para
determinados projetos de energia eólica.
Políticas nacionais e/ou setoriais:
De acordo com o subpasso 2c da “Ferramenta para demonstração e avaliação de
adicionalidade”, no cálculo do indicador financeiro apropriado “inclua todos os custos
relevantes (inclusive, por exemplo, o custo de investimento, os custos de operação e
manutenção), e receitas (excluindo receitas de RCE, mas possivelmente incluindo, entre outros,
incentivos e subsídios fiscais18, assistência oficial para o desenvolvimento etc, quando
aplicável), e, como apropriado, custos e benefícios externos ao mercado para o caso de
investidores públicos se essa for a prática padrão para a seleção de investimentos públicos no
país anfitrião”. Com relação aos “Esclarecimentos sobre a consideração de políticas ou
regulações nacionais e/ou setoriais e circunstâncias em cenários de linha de base” (versão 2),
“(b) Políticas ou regulações nacionais e/ou setoriais que conferem vantagens comparativas a
tecnologias menos intensivas em emissões em relação a tecnologias mais intensivas em
emissões (por exemplo, subsídios públicos para promover a difusão de energias renováveis ou
para financiar programas de eficiência energética)”, são consideradas políticas do tipo E-. Se
esse tipo de política tiver sido implementada desde a adoção das Modalidades & Procedimentos
(M&P) do MDL (decisão 17/CP.7, 11 de novembro de 2001) pela COP, ela não precisa ser
levada em consideração.
Considerando esses esclarecimentos por parte do Conselho Executivo do MDL, a seguinte
política setorial foi implementada no Brasil para oferecer incentivos à implementação e difusão
de plantas de energia renovável:
18
Ver guia do EB sobre a consideração de políticas nacionais/locais/setoriais e medidas para a definição
da linha de base.
25
Desconto de 50% sobre as tarifas de transmissão de energia:
Um dos custos associados à operação de centrais elétricas no Brasil refere-se à transmissão e
distribuição da eletricidade gerada. Para induzir a implementação de centrais elétricas
renováveis pelo setor privado, o governo brasileiro criou um incentivo específico referente aos
custos de transmissão para diferentes tipos de centrais de energia.
O incentivo mencionado, criado pela ANEEL, determina uma política setorial de redução de
50% das tarifas de uso de sistemas elétricos para transmissão e distribuição, por parte de
centrais hidrelétricas e para aquelas baseadas em energia solar, eólica, de biomassa ou por
cogeração qualificada, em que a quantidade de energia injetada no sistema de transmissão e
distribuição é menor ou igual a 30.000 kW. Esse benefício foi criado em 26 de abril de 2002
pela Lei 10.438, que determinou que a ANEEL deveria estipular uma redução não inferior a
50% nas tarifas de transmissão.
A Resolução Normativa 7719, emitida em 18 de agosto de 2004, estabelece os procedimentos
relativos à redução tarifária, em que é mencionado que a Lei 10.762, de 11 de novembro de
2003, estende aos projetos de geração de energia tipificados acima a redução da TUST.
Como descrito anteriormente, esse tipo de política não precisa ser levado em consideração no
cálculo do indicador financeiro da atividade de projeto se tiver sido criada após a adoção das
M&P do MDL. Diante disso, o desconto da TUST (tarifa de transmissão) não foi considerado
no cálculo do indicador financeiro apropriado – a TIR do Projeto.
Despesas regulatórias:
Para ambos os Complexos Santa Vitória do Palmar e Chuí o valor daTaxa de Fiscalização dos
Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) é equivalente a 0,5% do Benefício Econômico
Típico Unitário - R$ 385,73 por KW instalado - de acordo com a ANEEL # 4080 Despacho, de
dezembro 27nd, 2010, e da Presidência da República Decreto # 2.410, de 28 de novembro de
1997.
A taxa devida ao Operador Nacional do Sistema (ONS), proporcional à capacidade instalada do
projeto, e a contribuição devida à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
(CCEE), proporcional ao número de votos do agente na Assembleia Geral da CCEE e à energia
vendida, são estimadas como 0.1% da receita bruta.
Arrendamento de terras:
Despesas relativas a arrendamento de terras foram estimadas como sendo 1.8% da receita bruta
do projeto. Esse valor corresponde à média dos valores presentes nos contratos firmados entre
Verace Energia Eólica Ltda., Chuí Energia Eólica Ltda., Minuano Energia Eólica Ltda com os
arrendadores.
Despesas administrativas:
19
Resolução Normativa 77 emitida em 18 de agosto de 2004 pela ANEEL:
http://www.aneel.gov.br/cedoc/bren2004077.pdf
26
Despesas administrativas anuais foram estimadas em um
dos complexos no momento da decisão de investimento.
valor
fixo
para
cada
um
Estrutura do financiamento:
Até o momento da decisão de investimento, captação de recursos através de uma Linha de
Crédito do BNDES foi considerado para ambos os complexos como os seus termos padrão
para instalações de parques eólicos. Os termos refletem a expectativa dos tomadores de decisão
e estão de acordo com as condições estabelecidas pelo BNDES para projetos de energia
eólica, como por informações coletadas a partir do site do BNDES.
Impostos:
Como por regime de tributação lucro presumido, PIS e Cofins correspondem a 3,65% da receita
bruta para os dois complexos, de acordo com Leis 10.637, de 2002 # e # 10833 de 2003.
De acordo com o mesmo regime de tributação, a taxa de imposto de renda de 15% é cobrada
sobre o lucro presumido de 8%, de acordo com Decreto-Lei # 1.598, de 1977, e Leis n º 9.249,
de 1995 e # 9430de 1996. De acordo com a mesma lei, uma taxa de imposto de renda
adicional de 10% é cobrada sobre os lucros do princípio de que ultrapasse R $ 240.000,00 por
ano.
A Contribuição Sobre Lucro Líquido Sociais (CSLL) é igual à taxa de 9% e incide sobre12% da
receita bruta, de acordo com Leis n 9.430, de 1996 e n º10.637, de 2002.
Período de análise:
Como pressuposto conservador, em conformidade com as “Diretrizes para avaliação da análise
financeira” (Versão 5), parágrafo 3, a duração do PPA e a vida útil dos aerogeradores, o período
de análise considerado foi o de 20 anos a partir do início de operação das plantas.
Resultado:
Depois de aplicar os pressupostos acima enumerados e outros descritos nas planilhas de análise
financeira, a TIR dos Complexos Eólicos de Santa Vitória do Palmar e Chuí são,
respectivamente,5,06% e 5,82%, em termos reais.
Comparação da TIR do projeto com o benchmark:
De acordo com a Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade, Sub-passo 2c,
sub-item 10. (b): "O benchmark financeiro, se a Opção III (análise de benchmark) é usado. Se a
atividade de projeto de MDL tem um indicador menos favorável (por exemplo, menor TIR) do
que o de referência, então a atividade de projeto MDL não pode ser considerado
como financeiramente atraente ".
Assim, sem as receitas do MDL, o projeto de MDL proposta não é financeiramente viável, ou
seja, a TIR Capital Próprio de 5,06% e5,82% são menores do que suas respectivas
referências de 13,08% e13,57%.
27
TIR do Projeto 5.06% < Benchmark de 13.08%
TIR do projeto 5.82% < Benchmark de 13.57%
Subpasso 2d: Análise de sensibilidade:
A análise de sensibilidade foi conduzida para demonstrar que a conclusão quanto à falta de
atratividade financeira é robusta a variações razoáveis nos pressupostos críticos. Variáveis que
representam mais do que 20% dos custos totais ou dos rendimentos totais do projeto foram
submetidos a variações razoáveis. As variáveis submetidas à análise de sensibilidade foram:
Receita;
Despesas operacionais (OPEX);
Investimento em bens de capital (CAPEX).
•
•
•
Os resultados obtidos na análise de sensibilidade são apresentados abaixo:
Item
Variação necessária para atingir o benchmark
Santa Vitória do Palmar
Chuí
Receitas
+28.36%
+32.49%
Despesas operacionais
-93.11%
-161.05%
Investimento em bens de
capital
-24.34%
-22.98%
Receita
Levaria aumentos de 28,36% e 32,49% nas receitas dos Complexos Eólicos de Santa Vitória
do Palmar e Chuí respectivamente, para as suas taxas internas de retorno atingirem os valores
de referência estabelecidos. Isso seria uma variação extremamente improvável, porque o preço
pelo qual as usinas vão vender a energia gerada já está determinado e os seus ajustes já
estão contemplados pelo modelo financeiro. Portanto, tendo em conta as condições em que a
atividade
de
projeto está
inserida,
a
variação na
receita
requerida do
projeto dificilmente ocorrem em uma base de longo prazo.
Despesas operacionais
Seria necessária uma redução de 93,11% nas despesas operacionais em Santa Vitória do
Palmar para a sua taxa interna de retorno atingir o benchmark estabelecido. No entanto, a
proposta comercial de custos de operação e manutenção de equipamentos, que representam uma
grande parte das despesas globais do projeto já contempla descontos acordados entre
o desenvolvedor do projeto e Gamesa durante o leilão. Despesas operacionais incluem também
os custos da regulamentação, o que dificilmente reduz em termos reais durante o período
analisado. Assim, tal variação elevada de despesas operacionais não constituiria um cenário
plausível para o projeto.
28
Seria necessária uma
redução de 161,05%%
em despesas
operacionais no
Complexo Eólico Chuí para
a taxa
interna
de
retorno
atingir
o benchmark
estabelecido. Isso significa que mesmo que as despesas operacionais tornem-se zero, a TIR do
Capital Próprio não vai atingir o benchmark.
Investimentos em bens de capital
Para que as taxas internas de retorno da atividades do projeto atinjam as taxas de
referência estabelecida, seria necessária redução de 24,34% e 22,98% nas despesas em Santa
Vitória do Palmar e de capital em Chuí, respectivamente. Isso seria um cenário altamente
improvável, uma vez que as propostas comerciais a partir da qual foram obtidos
valores Capex já contemplam descontos sucessivos concedidos pelos fornecedores para o
desenvolvedor do projeto durante o leilão.
A análise de sensibilidade mostra que a análise de investimentos desde um argumento válido a
favor da adicionalidade da atividade de projeto proposta, uma vez que suporta de forma
consistente, para uma série de pressupostos realistas, a conclusão de que a atividade de
projeto sem receitas
de RCEs é
improvável
que
seja
financeiramente
/
economicamente atraente.
Resultado da etapa 2: após a análise de sensibilidade, conclui-se que a atividade de projeto de
MDL proposta é improvável que seja financeiramente / economicamente atraente.
Passo 3: Análise de barreiras
Esse passo não foi aplicado.
Passo 4: Análise de prática comum
Subpasso 4a: Analisar outras atividades similares à atividade de projeto proposta
Há 71 plantas de energia eólica em operação no Brasil, somando 1,53 GW de capacidade
instalada, o que representa 1.22% da capacidade instalada total do país (Tabela 9).
Tabela 9: Empreendimentos de produção de eletricidade em operação no Brasil.
Capacidade instalada verificada
Tipo
Unidades
kW
%
Mini e micro centrais hidroelétricas (≤ 1 MW)
367
211,225
0.18%
Plantas de energia eólica
71
1,424,792
1.22%
Pequenas centrais hidroelétricas (1 MW – 30
MW)
418
3,829,007
3.28%
Plantas solares
6
1,087
0.00%
Grandes centrais hidroelétricas (≥ 30 MW)
181
78,347,369
67.03%
Plantas termoelétricas
1,497
31,062,157
26.58%
Plantas nucleares
2
2,007,000
1.72%
Total
2,542
116,882,637
100.00%
29
Fonte: Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL): BIG - Banco de Informação de Geração.
Disponível em http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.asp. Acessado em
03/Jan/2012 (referência: BrazilianElectricityGenerationMatrix_ANEEL_20120103).
Os dados mostrados na Tabela 9 mostram que a participação da energia eólica ainda não é
significativa na matriz energética brasileira. Além do mais, deve-se notar que a maioria dos
empreendimentos eólicos no Brasil se beneficia de um dos seguintes mecanismos de incentivo:
MDL ou PROINFA20.
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 eólicas20.
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 biomassa20.
Projetos desenvolvidos no PROINFA possuem Contrato de Compra de Energia de 20 anos
assinado com a companhia estatal de eletricidade ELETROBRÁS20. 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 mercado21.
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 anos22.
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
20
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica.
http://www.mme.gov.br/programas/proinfa. Acessado em 22 de julho de 2011.
Disponível
em
21
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.
22
Programa de Apoio Financeiro a Investimentos em Fontes Alternativas de Energia Elétrica no Âmbito
do
PROINFA.
Disponível
em
http://www.mme.gov.br/programas/proinfa/galerias/arquivos/programa/resolproinfa.pdf. Acessado em 22
de julho de 2011.
30
ELETROBRÁS o desenvolvimento direto ou indireto dos processos de preparação e validação
dos DCPs, registro, monitoramento e certificação da redução de emissões, e a comercialização
dos créditos de carbono obtidos pelo PROINFA”. “Os recursos originados das atividades
relacionadas ao MDL ou a outros mercados de carbono serão destinados à redução dos custos
do PROINFA”23. Nesse sentido, 12 projetos eólicos do PROINFA em operação estão sendo ou
foram desenvolvidos como projetos de MDL (Tabela 10).
54 das 71 plantas eólicas em operação no Brasil beneficiam-se dos incentivos do PROINFA
(Tabela 10). Ressalta-se que 12 das 17 plantas em operação que não se beneficiam do
PROINFA estão sendo desenvolvidas como projetos de MDL (Tabela 10).
Dentro do grupo dos 5 usinas eólicas não-CDM e não PROINFA (que a semelhança com
a atividade de projeto sem receitas de MDL devem ser analisados, de acordo com a Tabela
10), Eólica de Prainha, Taíba e Eólica de Mucuripe pertencem à empresa Wobben Wind
Power Indústria e Comércio Ltda24. Wobben projetos, constrói, monta, opera e mantém usinas
de energia eólica, e foi a primeira empresa brasileira a fabricar aerogeradores de grande
porte (800 -3000 kW)25. Assim, eles possuem uma maior competitividade intrínseca no que diz
respeito à aquisição dos aerogeradores, em comparação com outros proponentes do projeto,
que não fabricam as turbinas eólicas si mesmos, tais como os proponentes da atividade de
projeto atual. Finalmente, os restantes 2 usinas eólicas, ou seja, vento plantas IMT e Ventos
do Brejo A-6, não pode ser considerado semelhante à atividade do projeto proposto levando em
conta a escala das empresas, especificamente a capacidade instalada: IMT e Ventos do Brejo A6 têm apenas 0,002 MW e 0,006MW de capacidade instalada, respectivamente, o que é de cerca
de201 mil vezes e 67.000 vezes menor do que a capacidade instalada do Complexo
Eólico Morro dos Ventos e, portanto, não pode ser considerado semelhante à atividade de
projeto.
À luz dos fatos acima, é possível concluir que, no momento da conclusão deste documento, não
havia empreendimentos de exploração comparáveis à atividade de projeto, em relação ao clima
de investimento.
Resultado do passo 4a: à luz dos fatos acima, é possível concluir que, no momento da
conclusão deste documento, não havia empreendimentos de exploração comparáveis à atividade
de projeto, em relação ao clima de investimento.
Sub-passo 4b: Discutir outras opções similares que estão ocorrendo:
Atividades similares à atividade
nem comumente realizadas.
do
projeto não
são
amplamente
observadas,
Uma vez que todos os passos acima tenham sido satisfeitos, a atividade de projeto é
adicional.
23
Decreto
Federal
5025
de
30
de
março
de
2004.
http://www.aneel.gov.br/cedoc/dec20045025.pdf. Acessado em 22 de julho de 2011.
24
Disponível
em
ANEEL: Operação de empreendimentos eólicos. Disponível em
http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=7&fase=3. Acessado em
11/06/2010.
25
Wobben Windpower. http://www.wobben.com.br/. Acessado em 11/06/2010.
31
Tabela 10: Plantas eólicas em operação no Brasil.
Capacidade
autorizada
(MW)1
Estado
brasileiro1
Número de
contrato do
PROINFA2
MDL?
Status de MDL
Albatroz
Alegria I
Alegria II
Alhandra
Amparo
Aquibatã
Atlântica
Bom Jardim
Bons Ventos
Campo Belo
Camurim
Canoa Quebrada
Caravela
Cascata
Cerro Chato II (Ex.
Coxilha Negra VI)
Cerro Chato III (Ex.
Coxilha Negra VII)
Coelhos I
Coelhos II
Coelhos III
Coelhos IV
Cruz Alta
Eólica Água Doce
Eólica Canoa
Quebrada
Eólica de Bom Jardim
4.500
51.000
1.650
6.300
22.500
30.000
4.500
30.000
50.000
10.500
4.500
57.000
4.500
6.000
PB
RN
RN
PB
SC
SC
PB
SC
CE
SC
PB
CE
PB
SC
024
052 / 052A
044 / 044A
016 / 016A
019
020
030
021
051
018
026
002
033
045
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Não
-
Atividade
de
projeto
similar?
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Não
28.000
RS
-
Sim
Validação3
Não
30.000
RS
-
Sim
Validação3
Não
4.500
4.500
4.500
4.500
30.000
9.000
PB
PB
PB
PB
SC
SC
032
025
029
027
022
001
Não
Não
Não
Não
Não
Sim
Registrado4
Não
Não
Não
Não
Não
Não
10.500
CE
053
Sim
Validação5
Não
0.600
SC
021
Não
-
Eólica de Prainha
10.000
CE
-
Não
-
Eólica de Taíba
5.000
CE
-
Não
-
Eólica Icaraizinho
Eólica Paracuru
Eólica Praias de
Parajuru
Eólio - Elétrica de
Palmas
Fazenda Rosário
Fazenda Rosário 3
Foz do Rio Choró
Gargaú
Gravatá Fruitrade
54.600
23.400
CE
CE
048
049
Sim
Sim
Validação6
Validação6
Não
Deve ser
analisado
Deve ser
analisado
Não
Não
28.804
CE
004
Não
-
Não
2.500
PR
-
Sim
8.000
14.000
25.200
28.050
4.950
RS
RS
CE
RJ
PE
043
035
039
Sim
Sim
Sim
Sim
Não
Consideração
Prévia13
Validação7
Validação7
Validação6
Validação8
-
IMT
0.002
PR
-
No
-
Lagoa do Mato
Macau
3.230
1.800
CE
RN
054
-
Sim
Sim
Validação5
Registrado9
Planta
1
32
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Deve ser
analisado
Não
Não
Mandacaru
4.950
PE
037
Não
Mangue Seco 1
26.000
RN
-
Sim
Mangue Seco 2
26.000
RN
-
Sim
Mangue Seco 3
26.000
RN
-
Sim
Mangue Seco 5
26.000
RN
-
Sim
Mataraca
4.500
PB
031
Não
Miassaba II
14.400
RN
-
Sim
Millennium
10.200
PB
023
Não
Consideração
Prévia14
Consideração
Prévia15
Consideração
Prévia16
Consideração
Prévia17
Consideração
Prévia18
-
Mucuripe
2.400
CE
-
Não
-
25.600
CE
012
Não
-
Não
50.000
RS
009
Sim
Registrado10
Não
8.000
RS
047
Sim
Consideração
Prévia19
Não
4.800
SC
-
Sim
Registrado11
Não
50.000
RS
007
Sim
Registrado10
Não
70.000
RS
015
Não
-
Não
31.500
CE
010
Não
-
Não
50.000
RS
008
Sim
Registrado10
Não
18.000
4.950
28.800
PI
PE
CE
Não
Não
Não
-
Não
Não
Não
Praia Formosa
104.400
CE
Sim
Validação6
Não
Presidente
Púlpito
Rio do Ouro
RN 15 - Rio do Fogo
Salto
Santa Maria
Santo Antônio
Taíba Albatroz
4.500
30.000
30.000
49.300
30.000
4.950
3.000
16.500
PB
SC
SC
RN
SC
PE
SC
CE
036
003
005
034 / 034A /
034B / 034C
028
014
017
011
013
041
046
050
Não
Não
No
Sim
No
No
No
No
Validação12
-
Ventos do Brejo A-6
0.006
RN
-
No
-
4.500
42.000
4.950
1,424.7922
PB
CE
PE
040
006
038
No
No
No
-
Não
Não
No
No
No
No
No
No
Should be
analysed
No
No
No
Parque Eólico de
Beberibe
Parque Eólico de
Osório
Parque Eólico de
Palmares
Parque Eólico do
Horizonte
Parque Eólico dos
Índios
Parque Eólico Elebrás
Cidreira 1
Parque Eólico Enacel
Parque Eólico
Sangradouro
Pedra do Sal
Pirauá
Praia do Morgado
Vitória
Volta do Rio
Xavante
Total
33
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Não
Deve ser
analisado
1
ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica): BIG - Banco de Informação de Geração) Disponível em
http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=7&fase=3. Acessado em 03/Jan/2012
(referência: BrazilianElectricityGenerationMatrix_ANEEL_20120103).
2
Eletrobras: PROINFA. Disponível em http://www.eletrobras.com/elb/data/Pages/LUMISABB61D26PTBRIE.htm.
Acessado em 03/Jan/2012 (referência: PROINFAContracts_20081231).
3
Cerro Chato Wind Farm Project. Disponível em
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/FAA7M14EV6MNGPASPCDLTD64Q21X0R/view.html. Acessado em
03/Jan/2012.
4
Água Doce Wind Power Generation Project. Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGSUKL1156244716.38/view. Acessado em 03/Jan/2012.
5
Rosa dos Ventos wind energy projecy. Disponível em
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/HMOI5ZUNC27YH7DVBYBCFCRPUZWQ09/view.html. Acessado em
03/Jan/2012.
6
Icaraí Wind Energy Project. Disponível em
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/HSLJUUZ9G0RMHT1A6S1F14IMVIZ45B/view.html. Acessado em
03/Jan/2012.
7
Palmares Wind Power Plant Project (PWPPP). Disponível em
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/7FJT8KR0R6Z7X9P37350KVRFZ61QD6/view.html. Acessado em
03/Jan/2012.
8
Gargaú Wind Power Plant CDM Project Activity. Disponível em
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/J6EQPTU2VOQJKGG6LHWEERQVH5Z72F/view.html. Acessado em
03/Jan/2012..
9
Petrobras Wind Power Project for Oil Pumping at Macau, Brazil. Disponível em
http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1167973931.45/view. Acessado em 03/Jan/2012.
10
Osório Wind Power Generation Project. Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNVCUK1158843861.54/view. Acessado em 03/Jan/2012.
11
Horizonte Wind Power Generation Project. Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGSUKL1151534607.76/view. Acessado em 03/Jan/2012.
12
Rio do Fogo Wind Energy Project. Disponível em
http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/BQQ32CCBBQ2342SUQ84SKA1T3NLEC0/view.html. Acessado em
03/Jan/2012.
13
Palmas Wind Farm. Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/PriorCDM/notifications/index_html. Acessado em
03/Jan/2012.
14
Petrobras - Wind Power Generation at Mangue Seco 1. Disponível em
http://cdm.unfccc.int/Projects/PriorCDM/notifications/index_html. Acessado em 03/Jan/2012.
15
16
17
18
Wind Power Plant MIASSABA 2. Disponível em http://cdm.unfccc.int/Projects/PriorCDM/notifications/index_html.
Acessado em 03/Jan/2012.
19
Palmares Wind Power Plant Project. Disponível em
B.6.
Redução de emissões:
B.6.1. Explicação das escolhas metodológicas:
Emissões do projeto:
34
Conforme a ACM0002/Versão 12.2.0, como a atividade de projeto não é uma planta
geotérmica, solar nem hídrica, PE y = 0 .
Emissões de linha de base
€
As emissões de linha de base devem ser calculadas da seguinte maneira:
(1)
BE y = EGPJ ,y ⋅ EFgrid ,CM ,y
Em que:
€ BE y :
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
Como a atividade de projeto consiste na instalação de uma nova planta de energia renovável
conectada à rede elétrica em um local onde não havia nenhuma planta de energia renovável em
€
operação
antes da implementação da atividade de projeto (projeto greenfield), então:
(2)
EGPJ ,y = EG facility,y
Em que:
€ EGPJ ,y :
€
EG facility,y :
no ano y (MWh/ano);
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
35
sistema único composto pelos dois submercados do SIN e é definida como o sistema elétrico do
projeto. Plantas não conectadas à rede não serão incluídas nos cálculos de EFgrid ,CM , y .
EFgrid ,CM , y será calculado usando a versão mais recente da “Ferramenta para calcular o fator de
emissão de um sistema elétrico”. A seguinte fórmula será aplicada:
EFgrid ,CM , y = EFgrid ,OM , y ⋅ wOM + EFgrid , BM ⋅ wBM
(3)
Em que:
€
EFgrid ,CM , y
:
EFgrid , BM , y
:
Fator de emissão de CO2 da margem combinada no ano y (tCO2/MWh);
Fator de emissão de CO2 da margem de construção no ano y (tCO2/MWh);
EFgrid ,OM , y :
Fator de emissão de CO2 da margem de operação no ano y (tCO2/MWh);
wOM :
Ponderação do fator de emissão da margem de operação (75%);
w BM :
Ponderação do fator de emissão da margem de construção (25%).
Os fatores de ponderação para as margens de operação e construção foram selecionados de
acordo com as diretrizes fornecidas na “Ferramenta para calcular o fator de emissão de um
sistema elétrico”.
EFgrid ,OM , y será calculado de acordo com a análise de dados de despacho. Por esse método, o
fator de emissão da margem de operação é determinado baseado nas plantas de energia
conectadas à rede que estão efetivamente despachando na margem durante cada hora h em que o
projeto está produzindo eletricidade e EFgrid ,OM − DD, y é calculado da seguinte maneira:
∑ EG
PJ ,h
(4)
EFgrid ,OM −DD,y =
⋅ EFEL,DD,h
h
EGPJ ,y
Em que:
€ EF
grid ,OM − DD, y :
Fator de emissão de CO2 da margem de operação no ano y na análise de
dados de despacho (tCO2/MWh);
EG PJ ,h
:
Geração de eletricidade pela atividade na hora h do ano y (MWh);
36
EFEL,DD,h :
Fator de emissão de CO2 para plantas de energia conectadas à rede no
topo da ordem de despacho na hora h no ano y (tCO2/MWh);
€
€
EG PJ , y
Eletricidade total substituída pela atividade de projeto no ano y (MWh);
:
h:
Horas no ano y nas quais a atividade de projeto está gerando
eletricidade;
y:
Ano no qual a atividade de projeto está exportando eletricidade para a
rede elétrica.
Para o primeiro período de crédito, o fator de emissão da margem de construção será atualizado
anualmente, ex-post, incluindo aquelas unidades construídas até o ano de registro da atividade
de projeto ou, se as informações até o ano de registro ainda não estiverem disponíveis, incluindo
as unidades construídas até o último ano sobre o qual as informações estiverem disponíveis.
Os parâmetros EFEL , DD ,h
e
EFgrid ,BM ,y são calculados e publicados pela Comissão
Interministerial de Mudança Global do Clima, a Autoridade Nacional Designada brasileira, de
acordo com a versão mais recente da “Ferramenta para calcular o fator de emissão para um
sistema elétrico”. Com esses valores publicados e a eletricidade gerada por hora ( EGPJ ,h ) será
€
possível calcular as emissões associadas à linha de base ( BE y ).
Emissões fugitivas
De acordo com a Metodologia ACM0002, versão 12.2.0, “nenhuma emissão fugitiva é
considerada. As principais emissões potencialmente geradoras de emissões de fuga, no âmbito
dos projetos do setor elétrico, são as emissões resultantes de atividades como a construção de
usinas e emissões upstream de combustíveis fósseis (e.g., extração, processamento, transporte).
Essas fontes de emissões são negligenciadas."
Redução de emissões
A redução de emissões pela atividade de projeto durante um dado ano y é calculado da seguinte
maneira:
(5)
ERy = BE y − PE y
Em que:
€ ER : Redução de emissões da atividade de projeto durante o ano y (tCO2e)
y
BE y : Emissões da linha de base durante o ano y (tCO2e)
37
PE y : Emissões do projeto durante o ano y (tCO2e)
B.6.2. Dados e parâmetros que estão disponíveis na validação:
Dado / Parâmetro:
wOM
Unidade:
Descrição:
Fonte do dado usada:
Fração
Ponderação do fator de emissão da margem de operação
“Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema
elétrico”. Versão 02.2.0
75%
Valor determinado para plantas de energia eólica
Valor usado:
Justificativa da escolha
do dado ou descrição
dos métodos de medida
e procedimentos
usados:
Comentários:
Dado / Parâmetro:
Unidade:
Descrição:
Fonte do dado usada:
!
Valor usado:
Justificativa da escolha
do dado ou descrição
dos métodos de medida
e procedimentos
usados:
Comentários:
Esse valor será usado nos períodos subsequentes de crédito.
w BM
Fração
Ponderação do fator de emissão da margem de construção
“Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema
elétrico”. Versão 02.2.0
25%
Valor determinado para plantas de energia eólica
Esse valor será usado nos períodos subsequentes de crédito.
B.6.3. Cálculo ex-ante da redução de emissões:
A redução de emissões foram estimadas ex-ante da seguinte maneira:
(1)
BE y = EGPJ,y ! EFgrid,CM ,y
Em que:
BE y :
Emissões de linha de base no ano y (587.721 tCO2/ano);
EGPJ ,y :
no ano y (1.478.611 MWh/ano);
€
38
EFgrid ,CM ,y :
€
Fator de emissão de CO2 da margem combinada para a geração de energia
conectada à rede elétrica no ano y calculada usando a versão mais recente da
“Ferramenta para calcular o fator de emissão de um sistema elétrico” (0,2055
tCO2/MWh, com base em dados fornecidos pela AND brasileira para 2009).
Conforme a ACM0002/Versão 12.1.0, para esta atividade de projeto, as emissões do projeto são
zero ( PE y = 0 ) e as emissões fugitivas não são consideradas.
(2)
ERy = BE y − PE y
Em que:
€ ER : Redução de emissões da atividade do projeto durante o ano y (587.721 tCO2e)
y
BE y : Emissões da linha de base durante o ano y (587.721 tCO2e)
PE y : Emissões do projeto durante o ano y (0 tCO2e)
Para maior detalhamento do cálculo ex-ante, veja planilha em anexo “SantaVitoriaPalmarChui_ExAnteCalculationEmissionReduction_v01_20111228.xls”.
Os parâmetros usados para os cálculos ex-ante estão compilados na Tabela 11.
Tabela 11: Parâmetros usados para os cálculos ex-ante.
Valor
Descrição
Comentário
Redução de emissões no
tCO2/ano
582.721
Calculado
ano y
Emissões da linha de
tCO2/ano
582.721
Calculado
base no ano y
Para esta atividade de projeto (projeto
Emissões do projeto no de geração de eletricidade por fonte
tCO2/ano
0
ano y
eólica), as emissões são nulas,
conforme a ACM0002/Versão 12.2.0
Estimado como a média anual total da
geração total de eletricidade pela
atividade de projeto, conforme a
Quantidade líquida de
solicitação garantia física requerida
eletricidade gerada que pela ANEEL (referencias:
é produzida e exportada EPEDataSheet_Chui1;
para a rede elétrica
EPEDataSheet_Chui2;
MWh/ano
1.478.611
como resultado da
EPEDataSheet_Chui4;
implementação da
EPEDataSheet_Chui5;
atividade de projeto de EPEDataSheet_Minuano1;
MDL no ano y
Parâmetro Unidade
ERy
BEy
PEy
EGPJ,y
39
EGfacility,y
EFgrid,CM,y
EFgrid,OM,y
EFgrid,BM,y
MWh/ano
tCO2/MWh
tCO2/MWh
tCO2/MWh
Quantidade líquida de
geração de eletricidade
exportada pela
1.478.611
planta/unidade de
projeto para a rede
elétrica no ano y
0,3941
0,4787
0,1404
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”
CO2 da margem de
operação no ano y
CO2 da margem de
construção no ano y
40
EPEDataSheet_Verace10)
Estimado como a média anual total da
geração total de eletricidade pela
atividade de projeto, conforme a
solicitação garantia física requerida
pela ANEEL (referências:
EPEDataSheet_Chui1;
EPEDataSheet_Chui2;
EPEDataSheet_Chui4;
EPEDataSheet_Chui5;
EPEDataSheet_Verace10)
Calculada de acordo com a
fórmula (3) na
seção B.6.1 deste DCP, como
indicado na "Ferramenta para calcular
o fator de emissão para um sistema
elétrico", versão 02.2.1 no passo 6-A
(Calcule o fator de emissão da
margem combinada média ponderada CM ")
Fator de emissão da margem
operacional do Sistema Interligado
Nacional (2010), conforme publicado
pela AND brasileira
(http://www.mct.gov.br/index.php/co
ntent/view/327118.html#ancora,
acessado em 01/12/2011)
Fator da margem de construção de
emissão do Sistema Interligado
Nacional (2010), conforme publicado
pelo DNA brasileiro
(http://www.mct.gov.br/index.php/co
ntent/view/327118.html#ancora,
acessado em 01/12/2011)
wOM
Fração
wBM
Fração
B.6.4
0,75
0,25
Ponderação do fator de
emissão da margem de
operação
Ponderação do fator de
emissão da margem de
construção
Valor padrão para o vento projetos
baseados em geração de
eletricidade, como por "Ferramenta
para calcular o fator de emissão
para um sistema elétrico"
Valor padrão para o vento projetos
baseados em geração de
eletricidade, como por "Ferramenta
para calcular o fator de emissão
para um sistema elétrico"
Resumo da estimativa ex-ante da redução de emissões:
Tabela 12: Resumo da estimativa ex-ante da redução de emissões.
Estimativa de
Estimativa das
Estimativa das
emissões
emissões da atividade emissões da linha
Ano
fugitivas
de projeto (tonelada de base (toneladas
(toneladas de
de CO2e)
de CO2e)
CO2e)
Março - Dezembro 2014
485.600
2015
582.721
2016
582.721
2017
582.721
2018
582.721
2019
582.721
2020
582.721
Janeiro - Fevereiro 2021
97.120
Total (toneladas de CO2e)
4.079.046
-
Estimativa da
redução líquida de
emissões (toneladas
de CO2e)
485.600
582.721
582.721
582.721
582.721
582.721
582.721
97.120
4.079.046
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 = EGPJ,y
Unidade:
Descrição:
MWh
Quantidade líquida de geração de eletricidade exportada pela planta/unidade
de projeto para a rede elétrica no ano y
Medidas feitas no local da atividade de projeto
Fonte do dado a ser
utilizado:
Valor do dado usado para
calcular a redução de
emissões esperada na
seção B.5
Descrição dos métodos
de medida e
procedimentos a serem
adotados:
1.478.611
Este parâmetro será continuamente analisada e monitorada. Valores serão
agregados mensal e anual. Corresponde à geração de eletricidade líquida
total pelos 16 instalações da atividade do projeto. Este parâmetro será
monitorado em metros localizada no ponto de interligação com a rede
41
nacional brasileiro (SIN).
Procedimentos de
QA/QC a serem
adotados:
Medição obtida
no ponto
de
interligação com
a
rede nacional
brasileira será examinada com a geração de eletricidade medido por
metros na subestação elétrica, descontando as perdas elétricas que
ocorrem em linhas de transmissão da subestação até a interligação à rede
(Figura 3).
Comentários:
Estimativa ex-ante como o previsto a geração de eletricidade total
média anual líquida pela atividade de projeto, ou seja, a média anual
de geração total de eletricidade líquida pela atividade de projeto, como
solicitação de
garantia física
requerida
pela ANEEL
(referências:
EPEDataSheet_Chui1;
EPEDataSheet_Chui2;
EPEDataSheet_Chui4;
EPEDataSheet_Chui5;
EPEDataSheet_Verace2; EPEDataSheet_Verace3; EPEDataSheet_Verace4;
EPEDataSheet_Verace5; EPEDataSheet_Verace6; EPEDataSheet_Verace7;
EPEDataSheet_Verace10).
Dado / Parâmetro:
EFgrid,OM ,y
Unidade:
Descrição:
Fonte do dado a ser
utilizado:
seção B.5
de medida e
adotados:
Procedimentos de
QA/QC a serem
adotados:
Comentários:
tCO2/MWh
O fator de emissão da margem de operação de CO2 no ano y
Comissão Interministerial de Mudança do Clima
Dado / Parâmetro:
EFgrid , BM , y
Unidade:
Descrição:
Fonte do dado a ser
utilizado:
tCO2/MWh
Fator de emissão de CO2 da margem de construção no ano y
Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima
0,4787
De acordo com a mais recente versão "Ferramenta para calcular o fator de
emissão para um sistema elétrico".
De acordo com a mais recente versão "Ferramenta para calcular o fator de
emissão para um sistema elétrico"
Para o primeiro período de crédito, o fator de emissão da margem de
operação será
atualizado
anualmente,
ex-post.
Estimativa ex-ante do fator de emissão da margem de operação do
Sistema Interligado Nacional (2010), conforme publicado pela AND
brasileira
(http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/327118.html#ancora,
acessado em 01/12/2011).
0.1404
42
seção B.5
de medida e
adotados:
Procedimentos de
QA/QC a serem
adotados:
Comentários:
Conforme a versão mais recente da “Ferramenta para calcular o fator de
emissão para um sistema elétrico”
Conforme a versão mais recente da “Ferramenta para calcular o fator de
emissão para um sistema elétrico”
Para o primeiro período de crédito, o fator de emissão da margem de
construção será atualizado anualmente, ex-post, incluindo aquelas unidades
construídas até o ano de registro da atividade de projeto ou, se as
informações até o ano de registro ainda não estiverem disponíveis, incluindo
as unidades construídas até o último ano sobre o qual as informações
estiverem disponíveis.
Fator de emissão da margem de construção do Sistema Interligado Nacional
(2010) estimado ex-ante conforme publicado pela AND brasileira
(http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/327118.html#ancora,
acessado em 01/12/2011).
B.7.2. Descrição do plano de monitoramento:
1. Considerações Gerais
O objetivos do plano de monitoramento é garantir o monitoramento completo, consistente, claro
e acurado, assim como o cálculo de redução de emissões advindas da atividade de projeto
durante todo o período de crédito. Os empresários ( que são o desenvolvedor do projeto e
operador) do projeto será responsável pela implementação do plano de monitoramento, o qual se
baseia no monitoramento da eletricidade líquida entregue à rede e do fator de emissão da rede
elétrica.
1. Dados e Parâmetros monitorados
Eletricidade líquida entregue à rede – EGfacility,y
O monitoramento consiste na medição, compilação e arquivamento dos dados que se refere
à eletricidade líquida gerada pela atividade de projeto e entregue à rede nacional brasileira
(SIN). Estes dados serão cruzados com a geração de energia elétrica medida por metros para
cada usina eólica na subestação elétrica, descontando as perdas elétricas que ocorrem em linhas
de transmissão da subestação até a interligação à rede (Figura 3). O operador do projeto irá
monitorar este parâmetro de forma contínua e os dados serão consolidados por hora e mensal.
Valores mensais serão utilizados para cruzamento de eletricidade despachados no ponto de
interligação com a rede nacional brasileira e geração de energia elétrica medida por metros na
subestação elétrica, descontando as perdas elétricas que ocorrem em linhas de
transmissão da subestação até a interligação à rede. Registros relativos aos medidores usados na
atividade de projeto(relatórios tipo, modelo e calibragem) serão mantidos em conformidade.
43
Figura 3: Esquema de ligação simplificado indicando o ponto de entrega, localização dos medidores
de tensão e transformação. Medidores de energia elétrica no ponto de interligação serão utilizados nos
cálculos de redução de emissões; medidores localizados na subestação serão utilizados para cruzamento.
O Operador do Sistema Elétrico Nacional (ONS) regula, através dos Procedimentos de Rede26,
inter alia, as medidas da produção de eletricidade por faturamento (12o módulo). As
informações relacionadas a esse módulo são necessárias para manter o Sistema de Medição para
Faturamento (SMF) de acordo com o padrão especificado no documento “Especificações
Técnicas das Medições para Faturamento”, para garantir não apenas o controle do processo de
contabilização da energia pela CCEE, mas também a determinação das demandas pela ONS27.
Geralmente, o SMF é um sistema composto de medidores principais e de reserva, pelos
transformadores de potência e corrente, os canais de comunicação entre o agente de
energia/participante de projeto e a CCEE, e o sistema para coleta de dados e medição de
faturamento28.
De acordo com os Procedimentos de Rede da ONS, submódulo 12.1, o SMF deve ser instalado
na conexão das plantas com a rede elétrica para medir a geração líquida dessas plantas, que
serão usadas para contabilização e consolidação da eletricidade na CCEE.
26
Operador do Sistema Elétrico Nacional (ONS): Procedimentos de Rede. Disponível em
www.ons.org.br/procedimentos/index.aspx. Acessado em 09 de agosto de 2011.
27
Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS): Procedimentos de Rede, Módulo 12 - Submódulo 12.1.
Disponível em www.ons.org.br/procedimentos/index.aspx. Acessado em 09 de agosto de 2011.
28
44
Os dados armazenados nos medidores são coletados pelo Sistema de Coleta de Dados de
Energia (SCDE) da CCEE, remotamente e automaticamente através de acesso direto aos
medidores do participante de projeto. Esses dados coletados são processados no SCDE para
contabilização da eletricidade pela CCEE e são disponibilizados para todos os participantes do
mercado de energia para controlar seus respectivos rendimentos28.
Os medidores de energia devem ser: multifásicos, 3 elementos, 4 fios (para sistemas de 4 fios),
de frequência de taxa do sistema, corrente controlada de acordo com o transformador de
corrente secundária, tensão nominal de acordo com o transformador de potência secundária. Os
medidores devem ter independência dos elementos e sequência de fases, garantindo o mesmo
desempenho em testes monofásicos e trifásicos28.
Os sistemas de medição são concebidos e implementados de acordo com os padrões da
Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) ou a Comissão Eletrotécnica Internacional
(International Electrotechnical Commission - IEC), garantindo a qualidade do sistema. Além
disso, os medidores terão certificado de conformidade de concepção aprovados e emitidos pelo
Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial (INMETRO)28.
Com relação à classe de precisão dos medidores de energia, eles devem atender a todos os
requisitos metodológicos relevantes prescritos no Regulamento Técnico Metrológico (RTM)
para medidores de energia de classe 0,2, aprovados pelo INMETRO. A classe 0,2 de medidores
de energia, também identificados como medidores de energia índice D, admite erros nas
medidas de até ±0,2%28.
Os medidores de energia possuem memória capaz de armazenar dados de energia ativa, reativa
e demanda de maneira bidirecional, tensões e correntes em intervalos de integração
programáveis de 5 a 60 minutos durante um período mínimo de 32 dias. Esses medidores
também devem ser equipados com um sistema de preservação e registro em caso de perda de
energia, armazenando dados em memória não volátil por pelo menos 100 horas. Além disso,
possuem pelo menos duas portas de comunicação independentes com acesso concorrente ou que
permitem a priorização de um deles. Um será para uso exclusivo da CCEE e outro para acesso
de agentes envolvidos no ponto de medição. A porta de comunicação da CCEE será pareada
com um canal de internet estável e de bom desempenho, que será estabilizado sob um túnel
VPN (Virtual Private Network) entre o medidor e a CCEE. Os medidores serão capazes de
gerenciar o acesso concorrente às suas portas de comunicação de modo a permitir acesso a
qualquer momento aos registros da memória dos medidores via porta de comunicação da
CCEE28.
Além das medidas de eletricidade realizadas pelos proprietários do projeto, toda a eletricidade
entregue à rede elétrica será monitorada online pela CCEE. Essa entidade é responsável pelas
leituras mensais e manutenção dos registros da energia gerada. Se qualquer problema acontecer
no nível do medidor, a leitura correspondente à quantidade de energia durante o tempo do
problema não será perdida devido à leitura online realizada pela CCEE. Conforme mencionado
anteriormente, de modo a garantir a qualidade dos dados usados no cálculo das reduções de
emissões, os proponentes de projeto fornecerão à EOD os registros do banco de dados da
CCEE, porque os dados dessa entidade servirão para verificar a eletricidade fornecida à rede
elétrica.
45
Os medidores de reserva são iguais ou equivalentes aos medidores principais, instalados no
mesmo painel, com a mesma informação para corrente e tensão sob os mesmos padrões
técnicos.
A fim de se garantir a operação efetiva do SMF, manutenção preventiva será realizada e, onde
necessário, também manutenção corretiva. Inspeções também serão conduzidas para verificar a
correta operação dos medidores28.
A frequência da manutenção preventiva do SMF é de no máximo dois anos. Esse cronograma
pode mudar com base na ocorrência histórica observada em todas as plantas, considerando o
cronograma de falhas. O medidor que, depois da calibração, apresentar erros fora do intervalo
especificado pelo padrão deve ser substituído29.
A calibração dos medidores será conduzida por uma organização qualificada que deve se
adequar aos padrões nacionais e regulações industriais para garantir a precisão. Após a
calibração, os medidores devem ser selados para garantir a segurança e os certificados de
calibração devem ser arquivados com os outros registros de monitoramento. O prazo de
validade para a calibração dos medidores segue, portanto, os Procedimentos de Rede da ONS,
Módulo 12, Submódulo 12.3. Até o momento da finalização desse documento, a frequência de
calibração é de no máximo dois anos, mas, em caso de quaisquer alterações ocorridas nos
Procedimentos de Rede da ONS, os proprietários do projeto seguirão as regras das organizações
setoriais relevantes (e.g. ONS, ANEEL, CCEE, etc).
Todos os medidores instalados serão testados e calibrados de acordo com as regulações
fornecidas pela CCEE. Além disso, caso quaisquer erros sejam detectados no dispositivo de
medição, esse será imediatamente substituído pelo medidor de reserva, que será previamente
calibrado. O dispositivo de medição danificado será reparado, recalibrado e retornará ao sistema
de monitoramento.
Caso haja qualquer alteração nos Procedimentos de Rede da ONS e nos documentos
relacionados, os participantes de projeto deverão seguir as regras determinadas pelas
organizações relevantes do setor (por exemplo, ONS, ANEEL, CCEE, etc) para o
monitoramento da eletricidade líquida entregue à rede elétrica (EGfacility,y). Os procedimentos de
monitoramento descritos acima refletem o que é atualmente requisitado pela ONS e pela CCEE.
Em caso de qualquer alteração desses requisitos, os novos procedimentos substituirão o que está
descrito acima.
Fator de Emissão – EFgrid,OM,y, EFgrid,BM,y and EFgrid,CM,y
O plano de monitoramento também inclui parâmetros tais como o fator de emissão de CO2 da
margem de operação para unidades de energia no topo da ordem de despacho ( EFgrid,OM ,y ), o
fator de emissão de CO2 da margem de construção ( EFgrid,BM ,y ) do SIN e o fator de emissão de
CO2 da margem combinada ( EFgrid,CM ,y ). Esses parâmetros serão obtidos da Comissão
Interministerial sobre Mudança Climática, que calcula e publica EFgrid,OM ,y e EFgrid,BM ,y de
29
46
acordo com a “Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico”. Esses
parâmetros publicados, junto com os registros de eletricidade líquida fornecida ao SIN pela
atividade de projeto, serão usados para o cálculo da margem combinada anual ( EFgrid,CM ,y ) e,
por fim, para o cálculo das reduções de emissões atingidas pela atividade de projeto. Caso a
AND brasileira deixe de publicar EFgrid,OM ,y EFgrid,BM ,y e/ou EFgrid,CM ,y , os participantes de
,
projeto poderão decidir entre usar seus próprios fatores de emissão ou fatores de emissão
calculados por uma terceira parte, seguindo a “Ferramenta para calcular o fator de emissão para
um sistema elétrico”.
Todos os dados coletados no plano de monitoramento serão arquivados e mantidos por pelo
menos 2 anos após o final do período de crédito ou 2 anos após a última emissão de RCE para
esta atividade de projeto, valendo o que ocorrer por último.
1. Estrutura de Monitoramento
A estrutura operacional e de manejo que o operador de projeto irá implementar no intuito de
monitorar a redução de emissões alcançada pela atividade de projeto está ilustrada no
fluxograma na Figura 4.
Equipe Administrativa Gerente de Operação Equipe de Operação da Planta Figura 4: Estrutura operacional e de gerenciamento que o operador do projeto irá implementar
no intuito de monitorar a redução de emissões alcançada pela atividade de projeto.
As funções e as responsabilidade dentro de cada estrutura mostrada na figura 4 é descrita em
detalhes nos parágrafos abaixo.
Equipe Administrativa: Responsável por acompanhar o validador durante a visita de verificação
e fornecer toda a documentação necessária relacionada aos registros da eletricidade líquida
fornecida à rede elétrica. Se aplicável, no momento de verificação pela EOD, a Equipe
Administrativa fornecerá acesso aos registros do banco de dados da CCEE de modo a
demonstrar que os dados de geração elétrica são consistentes e precisos. A Equipe
Administrativa encaminhará toda a informação em mídia eletrônica à WayCarbon em
frequência mínima bimestral.
Gerente de Operação: Responsável pelo registro e pela identificação dos dados referentes ao
fornecimento líquido de eletricidade à rede. Suas atribuições incluem também garantir que os dados
47
monitorados referentes à geração líquida de eletricidade sejam continuamente enviados (online) à
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.
Equipe de Operação da Planta: Responsável pela supervisão geral da operação da planta e pela
supervisão dos medidores. Suas atribuições incluem garantir que os medidores incluídos no
presente plano de monitoramento sejam calibrados e sejam submetidos à manutenção conforme
as regulamentações aplicáveis e recomendações do fabricante. Quaisquer procedimentos de
calibração dos medidores serão relatados à Equipe Administrativa.
Procedimentos de Treinamento
De modo a garantir a precisão dos dados monitorados e garantir a qualidade do plano de
monitoramento, a Equipe Administrativa receberá treinamento nas metodologias de
monitoramento, procedimentos e arquivamento pela WayCarbon. Então, o Gerente de MDL
treinará a equipe do projeto no que diz respeito ao monitoramento do MDL. O curso de
treinamento cobre: treinamento inicial em MDL, metodologia de monitoramento,
procedimentos de monitoramento e requisitos e arquivamento.
2. Compilação dos Relatórios de Monitoramento
Como mencionado anteriormente, os dados monitorados serão enviados para a Companhia de
Consultoria de MDL (WayCarbon Soluções Ambientais e Projetos de Carbono LTDA.) numa
base bimestral, no mínimo. Além de ser responsável por coletar as informações necessárias ao
cálculo do fator de emissão da rede elétrica ( EFEL,DD,h e EFgrid ,BM ,y ), a Companhia de
Consultoria de MDL irá compilar relatórios de monitoramento e será responsável pelos cálculos
da redução de emissões alcançada pela atividade de projeto.
€
€
B.8.
Data de término da aplicação do estudo de linha de base e da metodologia de
monitoramento e o nome da pessoa (s)/ entidade (s) responsável (is):
Data de término da aplicação de estudo de linha de base e metodologia de monitoramento:
10/01/2012.
Equipe responsáveis:
Sr. Fábio Weikert Bicalho;
Srta. Juliana Miranda Mitkiewicz;
Srta. Luísa Guimarães Krettli.
WayCarbon Soluções Ambientais e Projetos de Carbono LTDA. (Participante do Projeto)
Av. Av. Paulista, 37
10º andar – Bela Vista
01311-902- São Paulo - SP
Tel: +55 (11) 3372-9572
E-mail: [email protected]
URL: http://www.waycarbon.com
48
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:
A data de início de projeto ainda não ocorreu para esta atividade de projeto. Durante
o 12º Leilão de Energia Nova (n º 02/201130), a geração de eletricidade eólica desta atividade
de projeto foi contratada, no entanto, o Acordo de Compra de Energia (PPA) estabelecido no
leilão não necessariamente comprometeu os empresários para a implementação dos parques
eólicos de geração de eletricidade, uma vez que é possível vender o PPA a outra
parte ainda. Durante o leilão, os empresários negociaram os custos da implementação do
Complexo Eólico e trataram finalmente os custos finais com os fornecedores de equipamentos
e com a empresa responsável pela execução das plantas. No entanto, esses acordos não
foram oficializados ainda (ou seja, não há contratos oficiais que entre os empresários e os
fornecedores de equipamentos e entre as empresas responsáveis pela execução das
instalações). Os desenvolvedores do projeto e as partes envolvidas estão a elaborar os contratos.
C.1.2. Vida útil operacional esperada da atividade de projeto:
20 anos e zero meses31.
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:
2014/01/03 ou a data de registro da atividade de projeto no CDM-UNFCCC, o que for mais
tarde.
C.2.1.2.
Duração do primeiro período de crédito:
7 anos e zero meses.
C.2.2. Período de crédito fixo:
C.2.2.1.
Data de início:
Não se aplica.
30
12º Leilão de Energia Nova (Leilão nº 02/2011). Disponível em
http://www.ccee.org.br/cceeinterdsm/v/index.jsp?vgnextoid=38820a6c2930f210VgnVCM1000005e0101
0aRCRD. Acessado em 07/Dez/2011. Reference: 12thNewEnergyAuction_Results
31
ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) Manual de Gerenciamento do Setor Elétrico
(ElectricalSectorEndowmentManagementHandbook_ANEEL_2009, na página 215) estabelece 5% de
taxa de depreciação por ano para aerogeradores, que corresponde ao tempo de vida de 20 anos.
49
C.2.2.2.
Duração:
Não se aplica.
SEÇÃO D.
Impactos ambientais
D.1.
Documentação referente à análise dos impactos ambientais, incluindo impactos
fora de seus limites:
O licenciamento ambiental é a principal ferramenta na implementação de políticas ambientais
no Brasil, com o objetivo principal de padronizar as avaliações de impactos ambientais e
elaboração de planos de controle para poluentes empresas. Brasileiro do Meio Ambiente do
Conselho Nacional (CONAMA - Conselho Nacional de Meio Ambiente) Deliberações
Normativas números 01/86 e 237/97 do Estado que as avaliações de impacto ambiental deverão
ser realizadas antes da instalação de novos empreendimentos ou antes da expansão /
modificação das atividades existentes. A construção e operação desses empreendimentos não
são permitidos até a emissão de licenças ambientais. De acordo com o Regulamento Federal n º
9.433/1997, artigo 52, o Estado ou Municipal agências ambientais são as autoridades
encarregadas de emitir Licenças Ambientais dentro de cada Unidade da Federação (Estados ou
Municípios), ou pelo órgão ambiental federal (Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e
dos Recursos Naturais Renováveis – IBAMA), dependendo do escopo, escala e limites da
atividade. No Rio Grande do Sul, a Fundação de Proteção Ambiental do Rio Grande do Sul
(FEPAM) é responsável por licenciamento ambiental no nível estadual.
De acordo com a Resolução Federal CONAMA 001/86, as atividades que utilizam recursos
naturais e que são consideradas como empreendimentos com alta degradação ou alto potencial
de poluição deve ter sua avaliação de impacto ambiental e relatório de impacto ambiental
elaborado para obter as licenças ambientais. Geração de energia elétrica, independentemente da
fonte de energia, com potencial superior a 10 MW, está entre essas atividades.
Portanto, a atividade de projeto simplificado Relatórios Ambientais (Relatório Ambiental
Simplificado - RAS)32, que descreve os impactos ambientais que podem ser causadas pela
implementação do projeto, design e operação, foram submetidos à FEPAM (parque de Chuí e
Verace) ou ao IBAMA (parque de Minuano), para obter a Licença Prévia LP.
O RAS enumera os impactos ambientais que podem estar associados à atividade de projeto, e
propõe ações de mitigação e os programas, quando necessário. A Licença Prévia também
apresenta ações obrigatórias para prevenir ou reduzir os impactos ambientais ao projetar as
instalações da atividade de projeto. Os principais impactos associados à operação da atividade
do projeto são:
• A poluição sonora: de acordo com RAS, o ruído produzido pelos aerogeradores não alcança
grandes distâncias, afetando apenas imediações Complexo Eólico. Por essa razão, aerogeradores
serão instalados pelo menos 400 m de distância das residências permanentemente ocupados;
• Perdas da Avifauna: embora a área diretamente afetada pelo empreendedorismo está fora das
32
RAS (Relatório Ambiental Simplificado) avalia os impactos ambientais da atividade de projeto e é
exigido pela FEPAM e IBAMA para a Licença Prévia (LP) a concessão deste tipo de atividade de projeto
(referências: Chui_RAS; Minuano_RAS; Verace_RAS).
50
rotas das aves avaliadas como migratórias, o aerogeradores serão instalados, pelo menos, 600 m
além do habitat relevantes da avifauna. Além disso, corredores de avifauna serão
implementados em caso de aerogeradores estarem localizados entre dois importantes habitats
avifaunal localizado nas proximidades do Complexo Eólico.
FEPAM (Chuí e instalações Verace) ou IBAMA (instalações da Minuano) emitiram as licenças
ambientais para o desenvolvimento da atividade de projeto, identificado como:
• Chuí I, Chuí II, IV e Chuí Chuí V: Licença Prévia n º 1643/2008-DL, emitida em 21/11/2008 e
válida até 20/11/2010 (referência: LP_Chui);
• Minuano I e II Minuano: Licença Prévia no 355/2010, emitida em 29/06/2010 e válida até
28/06/2012 (referência: LP_Minuano);
• Verace I, II Verace, Verace III, IV Verace, Verace V, Verace VI, VII Verace, Verace VIII, IX
e Verace Verace X:
• Licença Prévia n0 201/2010-DL emitida em 25/02/2010 e válida até 2011/02/02
(referência: LP_Verace);
• Licença de Instalação: n0 314/2011-DL, emitida em 16/03/2011 e válida até 15/03/2016
(referência: LI_Verace).
Por meio do licenciamento prévio, o órgão ambiental avalia a localização e a concepção do
empreendimento, atestando a viabilidade ambiental e estabelecendo os requisitos básicos para as
próximas fases do licenciamento.
A Licença de Instalação autoriza o início da implementação do empreendimento, de acordo com
os planos e projetos aprovados, incluindo os procedimentos de controle ambiental e outras
restrições impostas pela FEPAM ou IBAMA.
Relatórios Ambientais Simplificados (RAS) e Licenças Prévias e de Instalação foram colocados
à disposição da EOD durante a validação.
D.2.
Se os impactos ambientais são considerados significantes pelos participantes do
projeto ou pela Parte Anfitriã, favor fornecer as conclusões e todas as referências que
baseiam a documentação da avaliação de impacto ambiental tratada de acordo com os
procedimentos requeridos pela Parte Anfitriã:
No caso de uma usina de energia eólica, o impacto ambiental é muito pequeno quando
comparado com outras alternativas para geração de energia. As intervenções sobre o ambiente
físico pela atividade do projeto em suas fases de planejamento, implementação e operação
foram categorizadas e os seus impactos ambientais associados foram identificados
no RCAs; ações para prevenir, mitigar ou compensar eles foram propostos nesses documentos.
SEÇÃO E.
Comentários das partes interessadas
E.1.
Breve descrição de como as partes interessadas foram convidadas e como os
comentários foram compilados:
51
As partes interessadas foram convidadas em 23/12/201133 seguindo os procedimentos da
Autoridade Nacional Designada para esse propósito, definidos pela Resolução No 07 da
Comissão Interministerial de Mudança do Clima (CIMGC).
Dessa forma, as partes interessantes relevantes foram mapeados e convidados a visitar o sítio
eletrônico http://www.munduscarbo.com/projetos.htm no intuito de acessar a documentação do
projeto que inclui o MDL-DCP e sua versão em inglês. Essa documentação estará acessível no
sítio da internet acima ao longo de todo o período de registro.
As seguintes partes interessadas receberam cartas comunicando sobre a atividade de projeto de
MDL:
• Prefeitos dos Municípios da atividade de projeto;
• Representantes das Câmaras Legislativas dos Municípios da atividade de projeto;
• Órgão Ambiental Estadual;
• Órgãos Ambientais Municipais;
• Fórum Brasileiro de ONGs e Movimentos Sociais para o Meio Ambiente e o
Desenvolvimento (FBOMS);
• Associações comunitárias locais;
• Ministérios Públicos estadual e federal.
E.2.
Resumo dos comentários recebidos:
Até o momento da conclusão deste documento, o seguinte comentário foi recebido:
•
E.3.
Ministério Público Federal34: Apesar da relevância do projeto, o Ministério
Público Federal é proibido de jogar as atividades de consultoria, ou seja, a entidade não
pode analisa o projeto.
Relatório sobre como a devida consideração foi dada aos comentários recebidos:
Considerando a Seção E.2 do PDD, nenhuma ação será tomada pelos participantes do projeto.
33
Cartas-convite: SantaVitoriaPalmarChui_StakeholdersInvitationLetters_ 20111223.
Confirmação de recebimentos das cartas pelos correios:
SantaVitoriaPalmarChui_PostOfficeConfirmation_2011-2012
34
Federal Prosecution comment: SantanaLivramento_BrazilianFederalProsecutionComment_2012tal
52
Anexo 1
INFORMAÇÃO DE CONTATO DOS PARTICIPANTES DA ATIVIDADE DE
PROJETO
Organização:
Rua/número:
Prédio:
Cidade:
Estado/Região:
CEP:
País:
Telefone:
FAX:
E-Mail:
URL:
Representado por:
Titulo:
Saudação:
Último nome:
Nome do meio:
Primeiro nome:
Departmento:
Celular:
FAX direto:
Tel direto:
E-mail pessoal:
Chuí Energia Eólica Ltda.
Deputado Antônio Edu Vieira Street, 999. Pantanal
Florianópolis
Santa Catarina State
88040-901
Brazil
55 48 32317000
55 48 32344040
[email protected]
José Renato Vieira
Mr.
Vieira
José Renato
55 48 32344040
55 48 32317000
-
53
Organização:
Rua/número:
Prédio:
Cidade:
Estado/Região:
CEP:
País:
Telefone:
FAX:
E-Mail:
URL:
Representado por:
Titulo:
Saudação:
Último nome:
Nome do meio:
Primeiro nome:
Departmento:
Celular:
FAX direto:
Tel direto:
E-mail pessoal:
Minuano Energia Eólica Ltda.
Florianópolis
88040-901
Brazil
55 48 32317000
55 48 32344040
[email protected]
José Renato Vieira
Mr.
Vieira
José Renato
55 48 32344040
55 48 32317000
-
54
Organização:
Rua/número:
Prédio:
Cidade:
Estado/Região:
CEP:
País:
Telefone:
FAX:
E-Mail:
URL:
Representado por:
Titulo:
Saudação:
Último nome:
Nome do meio:
Primeiro nome:
Departmento:
Celular:
FAX direto:
Tel direto:
E-mail pessoal:
Verace Energia Eólica Ltda.
Florianópolis
88040-901
Brazil
55 48 32317000
55 48 32344040
[email protected]
José Renato Vieira
Mr.
Vieira
José Renato
55 48 32344040
55 48 32317000
-
55
Organização:
Rua/número:
Prédio:
Cidade:
Estado/Região:
CEP:
País:
Telefone:
FAX:
E-Mail:
URL:
Representado por:
Titulo:
Saudação:
Último nome:
Nome do meio:
Primeiro nome:
Departmento:
Celular:
FAX direto:
Tel direto:
E-mail pessoal:
WayCarbon Soluções Ambientais e Projetos de Carbono Ltda.
Av. Paulista, 37, 10th floor
São Paulo
SP
01311-902
Brazil
55 11 3372 9595
55 11 3372 9577
[email protected]
www.waycarbon.com.br
Matheus Lage Alves de Brito
Director
Mr.
Alves de Brito
Lage
Matheus
55 11 3372 9595
[email protected]
56
Anexo 2
INFORMAÇÕES RELACIONADAS A FINANCIAMENTO PÚBLICO
Não se aplica. Nenhum financiamento público foi concedido à atividade de projeto.
57
Anexo 3
INFORMAÇÕES DA LINHA DE BASE
Toda a informação pertinente é fornecida ao longo do texto.
58
Anexo 4
INFORMAÇÕES DE MONITORAMENTO
Toda a informação pertinente é fornecida ao longo do texto.
-----
59

Versão 03 - MundusCarbo

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