Projeto PCH Marco Baldo de Redução de Emissão de Gases de ... · Projeto PCH Marco Baldo de Redução de Emissão de Gases de Efeito Estufa (MDL-DCP). (Versão 03.2). Documento

BIOGERAR COGERAÇÃO DE ENERGIA LTDA

Projeto PCH Marco Baldo de Redução de Emissão de

Gases de Efeito Estufa (MDL-DCP). (Versão 03.2).

Documento de Concepção de Projeto (DCP)

Luis Proença

19/10/2009

A atividade de projeto proposta é a geração de eletricidade a partir de um projeto de pequena central hidrelétrica que despachará energia elétrica renovável para o sistema elétrico brasileiro.

FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL DCP) Versão 03

MDL – CONSELHO EXECUTIVO

2

MECANISMO DE DESENVOLVIMENTO LIMPO

FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DE PROJETO (MDL-DCP)

Versão 03 – em vigor desde: 28 de Julho de 2006

CONTEÚDO

A. Descrição geral da atividade de projeto

B. Aplicação da metodologia de linha de base e monitoramento

C. Duração da atividade de projeto / período de creditação

D. Impactos ambientais

E. Comentário das Partes interessadas

Anexos

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

Anexo 2: Informações referentes a financiamento público

Anexo 3: Informações de linha de base

Anexo 4: Plano de monitoramento

Anexo 5: Bibliografia



3

SECÃO A. Descrição geral da atividade de projeto

A.1. Título da atividade de projeto:

>> Projeto PCH Marco Baldo de redução de emissão de gases de efeito estufa (denominado Projeto

Marco Baldo).

Data: 19/10/2009.

Versão 01.

A.2. Descrição da atividade de projeto:

>> A atividade de projeto pertence à CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos, e consiste na

implantação de uma Pequena Central Hidrelétrica1 denominada PCH Marco Baldo, cuja capacidade

instalada é de 16 MW e área de reservatório de 95,5 hectares, tendo uma densidade energética de 16,75

W/m2. A usina localiza-se no rio Turvo, nos municípios de Braga e Campo Novo, estado do Rio Grande

do Sul, Brasil. A pequena central hidrelétrica é considerada a fio d’água, pois gera energia com o fluxo de

água do rio, ou seja, pela vazão com mínimo ou nenhum acúmulo do recurso hídrico.

O objetivo principal do projeto Marco Baldo é aumentar a geração de energia elétrica movida a

combustíveis renováveis, no caso a água, para atender a crescente demanda de energia no Brasil devido

ao crescimento econômico e o deslocamento de plantas de geração de energia elétrica movidas a

combustíveis fósseis, tais como: termelétricas a carvão, gás natural e óleo diesel, conectadas ao Sistema

Interligado Nacional, denominado SIN, reduzindo deste modo, as emissões de gases de efeito estufa em

24.475,54 tCO2e por ano.

O projeto básico consolidado foi desenvolvido pela empresa MEK ENGENHARIA, sendo sua conclusão

em Junho de 2009.

O início da obra está condicionado à aprovação do financiamento pelo Banco Nacional de

Desenvolvimento Econômico e Social, conforme carta enviada a CESBE S.A. Engenharia e

Empreendimentos pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social acatando o

enquadramento do projeto para pedido de financiamento, datada de 14/04/2009 e que será apresentada a

Entidade Operacional Designada no momento da validação do projeto.

Será criada, em momento oportuno, uma Sociedade de Propósito Específico (SPE), por parte da CESBE

S.A. Engenharia e Empreendimentos para gerenciar a PCH Marco Baldo representando-a junto a qualquer

entidades de regulação e/ou fiscalização do que se refere o empreendimento.

A atividade de projeto contribuirá para o desenvolvimento sustentável do Brasil e está alinhada com as

exigências específicas de um projeto de Mecanismo de Desenvolvimento Limpo do Brasil, através da:

1. Redução do uso de combustíveis fósseis na geração de eletricidade através das termelétricas a

carvão, gás natural e óleo diesel;

2. Utilização de Fontes Renováveis de Energia, no caso fonte hídrica;

3. Criação de empregos nas fases de construção e operação e melhores condições de trabalho no

local da implementação da atividade de projeto;

1 De acordo com a legislação brasileira (Artigo 26, Lei 9.427, de 26/12/96, modificada pelo artigo 4º, Lei 9648, de

27/05/98; e, artigos 2 e 3 da Resolução da ANEEL no 394, de 04/12/98), todas as centrais hidroelétricas de 1 MW

até 30 MW de capacidade instalada, e com reservatório menor que 3 km2 são consideradas de pequeno porte.



4

4. Diminuição da poluição associada à queima de combustíveis fósseis para a geração de

eletricidade, reduzindo, entre outros poluentes, a emissão de gases de efeito estufa;

5. Melhora na infra-estrutura local através de benfeitorias nas vias de acesso;

6. Diminuição no custo da energia consumida nas unidades consumidoras;

7. Energia de melhor qualidade para a região;

8. Perdas menores nas linhas;

9. Maior confiabilidade, com interrupções menos extensas;

10. Baixa exigência de margens de reserva;

11. Reduz as perdas em linhas;

12. Controle da potência reativa;

13. Mitigação de transmissão e redução do congestionamento de transmissão.

A.3. Participantes do projeto:

Listar os participantes do projeto e a(s) Parte(s), envolvida(s), e fornecer informações de contato no

Anexo 1. A informação deve ser apresentada no seguinte formato de tabela.

Nome da Parte envolvida (*)

((anfitrião) indica a Parte

anfitriã)

Entidade(s) privadas(s) e/ou pública(s)

participante(s) do projeto (*) (se

houver)

Pede-se indicar se a Parte

envolvida deseja ser

considerada como

participante no projeto

(Sim/Não)

Brasil (país anfitrião)

CESBE S.A. Engenharia e

Empreendimentos Não

BioGerar Cogeração de Energia Ltda Não

(*) De acordo com as modalidades e procedimentos do MDL, à época de tornar o DCP-MDL

público, no estágio de validação, uma Parte envolvida pode ou não ter dado sua aprovação. À época

do pedido de registro, é exigida a aprovação da(s) Parte(s) envolvida(s). Tabela 1 – Parte(s) e entidades público-privadas envolvidas na atividade do projeto

O projeto foi desenvolvido sob responsabilidade da CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos,

apoiado pela BioGerar Cogeração de Energia Ltda. As informações detalhadas de contato das partes e

entidades público-privadas envolvidas na atividade de projeto encontram-se no ANEXO 1.

Apresentação sucinta das empresas:

A CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos localizada em Curitiba, no estado do Paraná, iniciou

suas operações em 1946. Em 6 décadas, a CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos acumulou sólida

experiência multidisciplinar, o que a tornou capaz de realizar obras de pequeno e grande porte em

diferentes e importantes áreas da engenharia. Hoje são mais de 2.000 colaboradores e conta com um

parque de máquinas com mais de 500 unidades, além da sede própria e de sólida estrutura financeira que

a torna apta a realizar obras de grande vulto. Atuando desde 1999 dentro das Normas NBR-ISO 9002 de

Qualidade, a CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos procura vencer seus próprios limites a cada

instante. Para isso, zela constantemente pelo cumprimento de prazos e pela execução de projetos com

excelência que a tornou referência no setor.



5

A BioGerar Cogeração de Energia Ltda localizada em São Paulo, no estado de São Paulo, iniciou suas

atividades em agosto de 2008. Com atuação nacional e internacional, especializada na elaboração de

projetos de Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL) no âmbito do Protocolo de Quioto, tem como

objetivo principal identificar oportunidades de redução de emissão de gases de efeito estufa para reduzir

os impactos associado ao aquecimento global. Contando com uma equipe multidisciplinar, a empresa

oferece uma solução integral que contempla desde a identificação da oportunidade de reduzir emissões de

gases de efeito estufa até a efetiva comercialização das Reduções Certificadas de Emissão (RCEs) junto

aos compradores internacionais.

A.4. Descrição técnica da atividade de projeto:

A.4.1. Localização da atividade de projeto:

>> A atividade de projeto está localizada no rio Turvo, nos municípios de Braga e Campo Novo, no

estado do Rio Grande do Sul, região Sul do Brasil.

A.4.1.1. Parte(s) anfitriã(s):

>> Brasil.

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

>> Rio Grande do Sul.

A.4.1.3. Cidade/Comunidade etc.:

>> Municípios de Braga e Campo Novo.

A.4.1.4. Detalhes sobre a localização física, incluindo informações que

permitam a identificação única da atividade de projeto:

>> O projeto Marco Baldo será implantado no rio Turvo, a aproximadamente 107,7 km de sua foz, entre

o município de Campo Novo e Braga, no estado do Rio Grande do Sul. O acesso ao local se faz a partir

de Chapecó, em direção ao município de Sarandi, passando pelos municípios de Nonoai e Ronda Alta. Do

município de Sarandi, segue-se pela RS-569, passando pelo município de Palmeira das Missões e

continua pela BR-468 até o trevo da RS-155, seguindo a direita pela BR-468 até o trevo de acesso a

Campo Novo à direita. A partir do trevo, segue-se pela RS-518 até o município de Campo Novo, e

continua pela RS-518 até o município de Braga. A partir da cidade de Braga, segue-se pela estrada

municipal até uma bifurcação na comunidade de Três Vertentes, pela direita para a Casa de Força ou à

esquerda para o Barramento. As Figuras 1 e 2 mostram a localização da PCH Marco Baldo e a Tabela 2

mostra informações adicionais sobre a localização do projeto.

Bacia Hidrográfica Uruguai

Sub-Bacia Turvo

Latitude 27º 34’ 30’’ Sul

Longitude 53º 47’ 23’’ Oeste

Altitude Média 334,07 metros Tabela 2 – Informações adicionais da localização da atividade de projeto.



6

Figura 1 – Localização da PCH Marco Baldo

Figura 2 – Localização da PCH Marco Baldo (fonte: Google Earth)

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

>> Escopo setorial 1 – Projeto de energia renovável.

A.4.3. Tecnologia a ser empregada na atividade de projeto:

>> O projeto Marco Baldo proposto visa utilizar a energia potencial gerada pela vazão da queda do rio

Turvo através do túnel de adução para 2(duas) turbinas hidráulicas do tipo Francis Simples – eixo

horizontal, acopladas a eixos que acionarão os respectivos geradores. Durante o seu movimento giratório,



7

as turbinas convertem a energia cinética (do movimento da água) em energia elétrica por meio de 2(dois)

geradores de corrente alternada, trifásicos, síncronos, ligados em estrela, de eixo horizontal para

acoplamento rígido às turbinas que produzirão a eletricidade. O novo circuito de geração terá capacidade

instalada de 16 MW. Esse projeto opera a fio d’água, ou seja, ao contrário das instalações hidroelétricas

tradicionais que inundam áreas grandes de terra, esse projeto não requer grande represamento de água.

Ao invés disso, parte da água é desviada do rio Turvo, através do circuito de adução que possuirá 1(um)

túnel de adução bifurcando-se ao chegar a Casa de Força, que conduzirão a água da tomada d’água até as

unidades geradoras. O túnel de adução possui extensão de 594,00m aproximadamente. A água deixa a

estação geradora e volta ao rio sem alterar o fluxo existente ou os níveis de água. Segue abaixo as

especificações técnicas fornecidas pelo projeto básico consolidado:

PCH Marco Baldo

Potência Instalada (MW) 16 MW

Energia média gerada (MWh médios) 9,345 MWh médios

Área de reservatório 0,955 km2

Nível de água máximo normal do reservatório

351 m

Queda bruta 51,64 m

Queda líquida nominal 48,96 m

Especificações técnicas das Turbinas2

Tipo de turbina Francis Simples – eixo horizontal

Número de unidades geradoras 2(duas)

Potência nominal (kW) 8.350 kW

Rotação nominal (rpm) 450 rotações por minuto

Engolimento nominal (m3/s) 38,02 m3/s

Vazão máxima turbinável 38,02 m3/s

Especificações técnicas dos Geradores3

Número de unidades 2(duas)

Potência (kVA) 9.000 kVA

Fator de potência 0,9

Freqüência (Hz) 60 Hz

Tensão (kV) 13,5 kV

Rotação (rpm) 450 rotações por minuto Tabela 3 – Especificações técnicas do circuito de geração da PCH Marco Baldo.

2 O fornecedor das turbinas será a HISA

3 O fornecedor dos geradores será a WEG.



8

A energia assegurada da PCH Marco Baldo é de 9,345 MWh médios (fator de capacidade de 58,41%)

sendo a energia assegurada anual estimada de 79.160,75 MWh médios por ano. As horas de

funcionamento da atividade de projeto proposta durante o ano são de 8760 horas, descontado deste valor

as horas equivalentes a paralisação da PCH por 12 dias ao ano para manutenção e automação, o que

equivale à redução percentual de 3,30%. Portanto a PCH gerará eletricidade durante o período de

8.470,92 horas por ano.

Potência ótima e correspondente energia média total da usina:

Potência Instalada (MW) Energia Média (MW médios)

Fator de capacidade Máquinas novas

16 MW 9,345 58,41% Tabela 4 – Potência ótima e correspondente energia média total da usina.

O sistema de supervisão e controle da usina e da subestação será concebido de forma a permitir a

operação da PCH a partir de qualquer terminal atendido pela rede de comunicação. A operação normal

será a partir da sala de controle da PCH, localizado no mesmo local do empreendimento.

Para efeito de integração da PCH Marco Baldo ao sistema, foi considerado um sistema de transmissão em

13,8 kV para 69 kV por um transformador de 18,75 MVA, e conexão no seccionamento da LT Guarita-

TPA 69 kV a uma distância de 1,6 km na SE Marco Baldo.

As tecnologias empregadas no projeto já estão funcionando adequadamente em projetos similares no

Brasil, sendo que os equipamentos fornecidos serão desenvolvidos por empresas nacionais.

O know-how técnico de operação e manutenção do novo circuito de geração seguirá práticas de operação

adotadas pela CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos.



9

A.4.4. Total estimado de reduções de emissões durante o período de créditos escolhidos:

Na tabela abaixo temos as estimativas da PCH Marco Baldo de reduções de emissões (em tCO2e). O fator

de emissão de GEE do sistema elétrico no qual a usina está conectada é de 0,3112 tCO2e/MWh de acordo

com os dados divulgados pela Autoridade Nacional Designada, com ano base de 2008.

Ano Estimativa anual de reduções de

emissões (tCO2e)

(01 de agosto-dezembro) 2011 8.158,51

2012 24.475,54

2013 24.475,54

2014 24.475,54

2015 24.475,54

2016 24.475,54

2017 24.475,54

2018 24.475,54

2019 24.475,54

2020 24.475,54

(janeiro – 31 de julho) 2021 16.317,03

Total de reduções de emissões

estimadas (toneladas de CO2e) 244.755,40

Número total de anos de créditos 10

Média anual durante o período de

créditos de reduções de emissões

estimadas (toneladas de CO2e)

24.475,54

Tabela 5 – Estimativa das reduções certificadas de emissões para um período de atividade de 10 anos.

A.4.5. Financiamento público da atividade de projeto:

>> Este projeto não utiliza financiamento público.

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

B.1. Título e referência da metodologia de monitoramento e linha de base aprovada para a

atividade de projeto:

>> A metodologia de monitoramento e linha de base aprovada e as ferramentas utilizadas para esta

atividade de projeto estão elencadas abaixo:

Metodologia de monitoramento e linha de base aprovada: ACM0002 – “Metodologia de linha de

base aprovada para geração de energia renovável conectada na rede” – versão 10.

Ferramenta metodológica: “Ferramenta para cálculo do fator de emissão do sistema elétrico” –

versão 01.1.

Ferramenta metodológica: “Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade” –

versão 05.2.

Para maiores informações sobre a metodologia e as ferramentas metodológicas acesse os endereços

abaixo:

Metodologia de linha de base aprovada para geração de energia renovável conectada na rede

http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/NF9EDAOV5K382HW0JR14GS7XYQUMCP



10

Ferramenta para cálculo do fator de emissão do sistema elétrico

Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade

B.2. Justificativa para a escolha da metodologia e porque ela se aplica à atividade de projeto:

>> A metodologia selecionada para esta atividade de projeto é a ACM0002, conforme citação na seção

B.1. A atividade de projeto se enquadra dentro do escopo setorial 1(um) que atende projetos de geração

de energia renovável.

Por se tratar de um projeto de pequena central hidrelétrica a atividade de projeto não consiste em um

sistema conjugado de calor e energia (co-geração).

Essa metodologia se aplica nas seguintes condições para essa atividade de projeto:

1) Implantação de uma Pequena Central Hidrelétrica a fio d’água com capacidade instalada de 16

MW.

2) Capacidade instalada maior que 15 MW;

3) A atividade de projeto prevê a implantação de um novo reservatório com uma área de

reservatório de 95,5 hectares.

4) A densidade energética da atividade de projeto proposta é de 16,75 W/m2. Portanto atende aos

requisitos da metodologia que se enquadra para novos projetos de geração de energia hídrica com

densidade energética maior que 4 W/m2.

O projeto Marco Baldo gerará eletricidade através de fonte renovável, no caso fonte hídrica, e despachará

energia elétrica para o Sistema Interligado Nacional, denominado SIN.

B.3. Descrição das fontes e gases inclusos nos limites do projeto:

>> O limite do projeto compreende a área física, geográfica, da fonte de geração de energia renovável

sendo que a extensão espacial do limite do projeto abrange a área do projeto e todas as usinas fisicamente

conectadas ao sistema de eletricidade ao qual a usina do projeto no âmbito do MDL esteja conectada.

O Brasil está dividido em cinco macrorregiões geográficas: Norte, Nordeste, Sudeste, Sul e Centro-Oeste.

A maior parte da população concentra-se nas regiões Sul, Sudeste e Nordeste. Assim a geração de energia

e, conseqüentemente, a transmissão, estão concentradas em dois subsistemas. A expansão de energia se

concentrou em duas áreas específicas, sendo elas: Norte/Nordeste e Sul/Sudeste/Centro-Oeste.

O Sistema Interligado Nacional é formado pelas empresas das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste,

Nordeste e parte da região Norte. Apenas 3,4% da capacidade de produção de eletricidade do país

encontram-se fora do SIN, em pequenos sistemas isolados localizados principalmente na região

Amazônica.

A Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima – CIMGC em sua 43º Reunião, no dia 29 de

abril de 2008, decidiu pela adoção de um Único Sistema como padrão para projetos de MDL que

utilizem a ferramenta de cálculo dos fatores de emissão associada à metodologia ACM0002 para estimar

suas reduções de emissão de gases de efeito estufa. A justificativa da decisão é que as restrições de

transmissão existentes atualmente entre os sub-mercados do SIN não são suficientes para diminuir

substancialmente o benefício global do projeto, em função da região em que seja implantado. A figura 3

mostra o sistema de transmissão operado pelo Operador Nacional do Sistema.

http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-07-v1.1.pdf

http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-01-v5.2.pdf



11

Figura 3 – Sistema de Transmissão 2007-2009 (fonte: Operador Nacional do Sistema – ONS)

A atividade de projeto se localiza no sub-mercado Sul.

Os gases de efeito estufa e as fontes de emissão incluídas na e excluídas da fronteira do projeto estão

mostradas na tabela 6 abaixo.



12

Fontes Gás Incluído? Justificativa /

Explicação

LIN

HA

DE

BA

SE

Emissões de

CO2

provenientes

da geração de

eletricidade em

usinas movidas

a combustíveis

fósseis, que

forem

substituídas em

razão da

atividade do

projeto

CO2 Sim

Fonte de emissão

considerada por

conta da geração

de energia elétrica

através de plantas

de geração de

energia movida a

combustíveis

fósseis.

CH4 Não Fonte de emissão

desprezível

N20 Não Fonte de emissão

desprezível

AT

IVID

AD

E

DE

PR

OJE

TO

Emissões do

reservatório CH4 Não

Não tem aumento

da área de

reservatório na

atividade de

projeto proposta.

Tabela 6 – Fontes de emissão incluídas na e excluídas da fronteira do projeto.

Parte da eletricidade consumida no país é importada de outros países, entre eles Argentina, Paraguai e

Uruguai, no entanto a energia importada de outros países não afeta o limite do projeto nem o cálculo de

linha da base, pois fornecem uma parte muito pequena da eletricidade consumida no Brasil como mostra

o histórico desde fornecimento, como por exemplo, em 2003, apenas 0.1% da energia consumida no

Brasil foi importada destes países e em 2004 onde o Brasil exportou energia para Argentina devido ao

período de escassez que esse país atravessava.

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

de base identificado:

>> De acordo com a metodologia ACM0002, o cenário de linha de base para a implementação de uma

nova usina de geração de energia renovável, no caso hídrica, é o seguinte:

“A eletricidade que será despachada para o Sistema Interligado Brasileiro pela atividade de projeto

proposta seria gerada na ausência da atividade de projeto pelas usinas de geração em operação conectadas

ao Sistema Interligado Nacional e pela adição de novas fontes de geração, conforme refletido na margem

combinada (CM) calculadas de acordo com a “Ferramenta para cálculo do fator de emissão para o

sistema elétrico”. Neste caso teríamos a emissão de gases de efeito estufa provenientes das termelétricas

movidas a combustíveis fósseis que estão conectadas no sistema elétrico brasileiro, conforme refletido na

margem combinada.



13

Portanto o cenário de linha de base é a implementação de uma nova usina de geração de energia elétrica

movida a combustível renovável, no caso fonte hídrica, que será conectada ao sistema elétrico nacional.

Na ausência da atividade de projeto a energia continuaria a ser gerada pelo mix atual de geração existente,

conforme refletido pelos cálculos da margem combinada (CM) na seção B.6.1., sendo que as usinas

movidas a combustíveis fósseis representam 16,45% de toda a energia gerada no Brasil, segundo

informação da matriz de energia elétrica disponibilizada pela ANEEL4. Com a implementação do projeto

Marco Baldo teremos a redução de emissão de gases de efeito estufa pelo deslocamento de fontes

movidas a combustíveis fósseis, representadas pelas termelétricas movidas a carvão mineral, gás e

petróleo.

As alternativas consideradas para a atividade de projeto são:

Cenário 1: Continuação da situação atual, onde a eletricidade continuaria a ser gerada pelo mix

de geração do Sistema Interligado Nacional, onde teríamos o atual pool de geração no qual as

usinas movidas a combustíveis fósseis representam 16,45%.

Cenário 2: Implementação da atividade de projeto sem considerar o MDL, onde teríamos a

implementação de uma usina de fonte renovável de 16 MW sem considerar as receitas do MDL.

Esse cenário apresenta barreiras de implementação e serão demonstradas na seção B.5.

Cenário 3: Implementação de uma usina de geração de energia movida a combustível fóssil,

conectada ao Sistema Interligado Nacional, em virtude da grande concentração das reservas de

carvão se localizarem na região Sul do Brasil.

Todas as três alternativas ao cenário de linha de base estão de acordo com os requisitos legais ou

regulatórios.

O projeto atende a todos os requisitos de adicionalidade, conforme a ferramenta metodológica de análise

“Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade” – versão 05.2 demonstrada na seção

B.5.

De acordo com a ferramenta metodológica “Ferramenta para cálculo do fator de emissão para o sistema

elétrico” – versão 01.1, o cenário de linha de base é a energia gerada pelo projeto Marco Baldo, expressos

em MWh por ano, multiplicados por um fator de emissão, expressos em tCO2e/MWh, calculados como

uma margem combinada (CM). A margem combinada é calculada como uma combinação da margem de

operação (MO) e margem de construção (MB).

O cálculo do fator de emissão da margem de operação (EFgrid,OM,y) é baseado nos seguintes métodos:

(a) MO simples;

(b) MO simples ajustada;

(c) Análise dos dados de despacho da MO;

(d) MO média.

4 Matriz de Energia Elétrica do Brasil

http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/OperacaoCapacidadeBrasil.asp



14

Uma delineação do sistema elétrico brasileiro foi publicada pela Autoridade Nacional Designada e será

usada neste projeto para cálculo da margem combinada, conforme orientação da ferramenta metodológica

utilizada, portanto o método utilizado foi o item “(c) Análise de despacho da MO”. Para efeito de

cálculo do fator de emissão da margem de operação serão utilizados os dados mais recentes divulgados

pela AND e seus valores serão atualizados anualmente durante a fase de monitoramento do projeto Marco

Baldo.

O cálculo do fator de emissão da margem de construção (EFgrid,BM,y) é baseado nos seguintes métodos:

(a) O conjunto das cinco usinas que teriam sido construídas mais recentemente;

(b) O conjunto das usinas que aumentaram a sua capacidade no sistema elétrico que compreendem

20% da geração do sistema (em MWh) e que teriam sido construídas mais recentemente.

A margem de construção (BM) que será utilizada para esta atividade de projeto será os dados mais

recentes disponíveis divulgados pela AND e seus valores serão atualizados anualmente durante a fase de

monitoramento do projeto Marco Baldo.

Portanto, a linha de base para esta atividade de projeto é a margem combinada para o Sistema Único

definido pela Autoridade Nacional Designada calculada de acordo com a ferramenta metodológica citada

acima, considerando a Análise dos dados de despacho, cujos valores estão disponibilizados no site do

Ministério de Ciência e Tecnologia. Foram utilizados os dados com ano base de 2008.

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

reduzidas para níveis inferiores aos que teriam ocorrido na ausência da atividade de projeto

registrada de MDL (demonstração e avaliação de adicionalidade):

>> De acordo com as premissas descritas no Anexo 61 – “Diretrizes sobre a demonstração e avaliação

da consideração prévia do MDL” – versão 25, o comitê executivo decidiu que para atividades de projeto

com a data de início em ou depois de 02 de Agosto de 2008, o participante do projeto deverá informar a

Parte Anfitriã (AND) e o secretariado da Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Mudanças do

Clima (CQNUMC) em escrito do inicio da atividade de projeto e da sua intenção de torná-la uma

atividade de projeto no âmbito do MDL. Tal notificação deve ser feita no prazo de seis meses a partir da

data de início da atividade de projeto proposta, com o uso do formulário padronizado FCDM-Prior

Consideration. No dia 03/Setembro/20096 foi enviado o formulário padronizado a Comissão

Interministerial de Mudança Global do Clima e ao secretariado da Convenção Quadro das Nações Unidas

sobre Mudanças do Clima (CQNUMC).

O Glossário de termos do MDL – versão 57 define como inicio de atividade de projeto de MDL a data

mais antiga no qual temos o início da implementação ou construção ou uma ação real de início da

atividade de projeto. A tabela 7 demonstra os eventos ocorridos para demonstração de uma ação real de

início da atividade de projeto.

5 http://www.mct.gov.br/upd_blob/0205/205897.pdf

6 As confirmações de recebimento pela CQNUMC e AND serão disponibilizadas para a EOD.

7 http://cdm.unfccc.int/Reference/Guidclarif/glos_CDM.pdf

http://www.mct.gov.br/upd_blob/0205/205897.pdf

http://cdm.unfccc.int/Reference/Guidclarif/glos_CDM.pdf



15

Empresas Eventos Data

BNDES Carta Consulta para

financiamento 03/Março/2009

BNDES Enquadramento do projeto para

requisição de financiamento 14/04/2009

BioGerar Cogeração de Energia

Ltda

Contrato para desenvolvimento

de projeto de Mecanismo de

Desenvolvimento Limpo da PCH

Marco Baldo

28/Maio/2009

MEK Engenharia Projeto Básico Consolidado Junho/2009 Tabela 7 – Descrição dos eventos mais importantes.

De acordo com a carta consulta encaminhada ao BNDES, a CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos,

em dezembro ultimo, apresentou pedido de financiamento, de R$ 145,0 milhões, de um investimento total

de R$ 185,6 milhões, para a construção de duas pequenas centrais hidrelétricas, sendo uma delas a PCH

Marco Baldo. No entanto, em virtude do agravamento da crise econômica e as incertezas do mercado, foi

enviado uma nova carta consulta ao BNDES na data de 03/Março/2009 onde a CESBE S.A. Engenharia e

Empreendimentos decidiu, neste momento, iniciar com a construção da PCH Marco Baldo, com prazos e

valores de financiamento de R$ 56 milhões para um investimento de R$ 80 milhões.

Em janeiro de 2009, a CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos com objetivo de reduzir o impacto da

crise econômica e as incertezas de mercado, iniciou o processo de qualificação de fornecedores com

objetivo de qualificar a PCH Marco Baldo, como um projeto de Mecanismo de Desenvolvimento Limpo

no âmbito do Protocolo de Quioto, onde as receitas das reduções certificadas de emissões desta atividade

de projeto assegurarão a CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos uma garantia adicional, superando

desta forma, as barreiras elencadas acima e tornando o projeto atrativo economicamente/financeiramente.

No dia 14/04/2009 o BNDES respondeu a carta consulta encaminhada no dia 03/03/2009 acatando o

enquadramento do projeto para requisição de linha de financiamento para a construção da PCH Marco

Baldo, sendo que os processos encontram-se em tramitação até a presente data. Foi apresentado ao

BNDES as estimativas das reduções certificadas de emissões como forma de fortalecer o fluxo de caixa

do projeto e melhorar a taxa interna de retorno.

Diante do breve histórico exposto acima, foi definido como inicio de atividade de projeto a data de

14/04/2009, data essa que efetivamente começou uma ação real para que o projeto da PCH Marco Baldo

começasse a ser desenvolvido.

Utilizando a Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade, versão 5.2, aprovada pelo

Conselho Executivo do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo, será demonstrado a adicionalidade do

projeto Marco Baldo. Os passos necessários para esta demonstração foram seguidos tomando como base

o projeto proposto em questão. Esses passos incluem:

Passo 1: Identificação de alternativas para a atividade de projeto de acordo com leis e normas

vigentes;

Passo 2: Análise de investimentos para determinar se a atividade de projeto não é a mais

econômica ou financeiramente atrativa;

Passo 3: Análise de barreiras;

Passo 4: Análise de práticas comuns.



16

Baseado nas informações sobre atividades de projetos similares, a análise de práticas comuns é um

complemento e é reforçada pela análise de investimento e/ou barreiras (podendo utilizar umas delas ou as

duas em conjunto).

Os passos necessários estão detalhados abaixo.

Passo 1. Identificação de alternativas a atividade de projeto de acordo com leis e normas

vigentes

Sub-passo 1a. Definir alternativas a atividade de projeto:

As alternativas a atividade de projeto são:

Alternativa 1: Continuação da situação atual, onde a eletricidade continuaria a ser gerada pelo

mix de geração do Sistema Interligado Nacional, onde teríamos o atual pool de geração no qual as

usinas movidas a combustíveis fósseis representam 16,45%.

Alternativa 2: Implementação da atividade de projeto sem considerar o MDL, onde teríamos a

implementação de uma usina de fonte renovável de 16 MW sem considerar as receitas do MDL.

Alternativa 3: Implementação de uma usina de geração de energia movida a combustível fóssil

de 16 MW, conectada ao Sistema Interligado Nacional, em virtude da grande concentração das

reservas de carvão se localizarem na região Sul do Brasil.

Cenário brasileiro: Segundo dados da ANEEL8, a matriz de energia elétrica no Brasil é dividida em sua

maior parte entre usinas hidrelétricas de energia (acima de 30 MW de potência instalada) representando

71,40% de toda a energia gerada no Brasil e Usinas Termelétricas de Energia representando 23,29% de

toda a energia gerada no Brasil, sendo que essas usinas em sua maioria são representadas por usinas

movidas a combustíveis fósseis, conforme observado na tabela abaixo:

Classe de Combustíveis Utilizados no Brasil - Operação

Combustível Quantidade Potência (kW) %

Biomassa 334 5.737.443 23,41

Fóssil 907 17.809.558 72,66

Outros 23 962.483 3,93

Total 1264 24.509.484 100

Tabela 8 – Classe dos combustíveis utilizados nas usinas termelétricas.

A alternativa do ponto de vista do proponente do projeto seria a alternativa 1, no qual continuaríamos

com a situação atual, onde teríamos o desenvolvimento de projetos de usinas hidrelétricas de grande

porte, que causam grandes impactos ambientais por conta da necessidade do represamento de um volume

grande de água e o desenvolvimento de usinas termelétricas movidas a combustíveis fósseis emitindo

grandes quantidades de CO2 para a atmosfera.

Devido ao fato de que os grandes estoques de carvão mineral estão concentrados na região Sul do País,

onde se encontra a atividade de projeto proposta, teríamos a alternativa 3, como uma alternativa viável

para o desenvolvimento de projetos de termelétricas movidas a combustíveis fósseis. De acordo com a

8 ANEEL: Matriz de Energia Elétrica do Brasil

http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/CombustivelPorClasse.asp?Classe=Biomassa

http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/CombustivelPorClasse.asp?Classe=Fóssil

http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/CombustivelPorClasse.asp?Classe=Outros

http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.asp



17

regulação do sistema elétrico e as condições de mercado, atualmente é mais fácil e rápido instalar uma

central termelétrica do que uma hidrelétrica no Brasil.

Segue abaixo as usinas termelétricas movidas a carvão mineral instaladas no Brasil:

USINAS do tipo Carvão Mineral em Operação

Usinas Potência

Fiscalizada (kW)

Município Combustível Classe Combustível

Charqueadas 72.000 Charqueadas - RS Carvão Mineral Fóssil

Figueira 20.000 Figueira - PR Carvão Mineral Fóssil

Jorge Lacerda I e II 232.000 Capivari de Baixo - SC Carvão Mineral Fóssil

Presidente Médici A, B 446.000 Candiota - RS Carvão Mineral Fóssil

São Jerônimo 20.000 São Jerônimo - RS Carvão Mineral Fóssil

Jorge Lacerda III 262.000 Capivari de Baixo - SC Carvão Mineral Fóssil

Jorge Lacerda IV 363.000 Capivari de Baixo - SC Carvão Mineral Fóssil

Alunorte 40.104 Barcarena - PA Carvão Mineral Fóssil

Total: 8 Usina(s) Potência Total: 1.455.104 kW Tabela 9 – Usinas termelétricas movidas a carvão mineral (fonte: ANEEL)

Sub-passo 1b. Estar de acordo com leis e regulamentos vigentes:

As alternativas elencadas no sub-passo 1a estão de acordo com normas, regulamentos e leis vigentes no

Brasil, de acordo com as seguintes entidades:

ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica (link: ANEEL);

MME: Ministério de Minas e Energia (link: MME);

ONS: Operador Nacional do Sistema (link: ONS);

FEPAM: Fundação Estadual de Proteção Ambiental Henrique Luis Roessler (link: FEPAM);

CQNUMC: Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima (link: CQNUMC);

MCT: Ministério de Ciência e Tecnologia (link: MCT).

Passo 1 – Satisfaz - Aprovado – Próxima análise: Passo 2

Passo 2. Análise de investimento

Determinar se a atividade de projeto proposta não é:

(a) A mais atrativa economicamente e financeiramente; ou

(b) Economicamente e financeiramente viável, sem as receitas advindas da venda das reduções

certificadas de emissões (RCEs).

Sub-passo 2a: Determinar o método de análise apropriado

Determinar o método de análise apropriado para a atividade de projeto proposta. Os métodos sugeridos

são:

http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/Empreendimento/ResumoUsina.asp?lbxUsina=760:Charqueadas

http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/Empreendimento/ResumoUsina.asp?lbxUsina=955:Figueira

http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/Empreendimento/ResumoUsina.asp?lbxUsina=1260:Jorge%20Lacerda%20I%20e%20II

http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/Empreendimento/ResumoUsina.asp?lbxUsina=2150:Presidente%20Médici%20%20A,%20B%20

http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/Empreendimento/ResumoUsina.asp?lbxUsina=26829:São%20Jerônimo

http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/Empreendimento/ResumoUsina.asp?lbxUsina=27093:Jorge%20Lacerda%20III

http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/Empreendimento/ResumoUsina.asp?lbxUsina=27094:Jorge%20Lacerda%20IV

http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/Empreendimento/ResumoUsina.asp?lbxUsina=28916:Alunorte

http://www.aneel.gov.br/

http://www.mme.gov.br/mme

http://www.ons.com.br/home

http://www.fepam.rs.gov.br/

http://cdm.unfccc.int/index.html

http://www.mct.gov.br/



18

Opção I – Análise do custo simples: Esse método é utilizado para atividades de projeto que

somente geram benefícios da venda das reduções certificadas de emissão (RCEs). Como a

atividade de projeto proposta gera receitas advindas da comercialização de energia, esse método

não é apropriado para esta atividade de projeto. A opção I foi descartada.

Opção II – Análise da comparação de investimento: Esse método é utilizado quando as

alternativas a atividade de projeto se configuram em projetos de investimento. Em virtude de

considerarmos a matriz energética do Brasil como alternativa a atividade de projeto e

considerando os objetivos da CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos de crescer de uma

forma sustentável, esse método não é apropriado para esta atividade de projeto. A opção II foi

descartada.

Opção III – Análise do índice referencial: Essa opção foi selecionada para a atividade de

projeto proposta.

Sub-passo 2b: Opção III. Análise do índice referencial

O indicador financeiro selecionado para o projeto Marco Baldo é a TIR – Taxa Interna de Retorno que

caracteriza a taxa de remuneração do capital investido.

O índice referencial que será utilizado é: Sistema Especial de Liquidação e Custódia (SELIC).

A SELIC consiste em uma associação entre o Banco Central e a Associação Nacional das Instituições do

Mercado Aberto (ANDIMA), criada em 14/11/1979. Tem por finalidade a custódia de títulos públicos e a

liquidação financeira da negociação entre compradores e vendedores. Com esse sistema, foi possível

estabelecer procedimentos de segurança nas transações de tais títulos, por meio dos quais o sistema se

responsabiliza pela existência de lastro e dos recursos necessários para a liquidação financeira,

efetivando-se as operações somente contra o seu pagamento. Como esses títulos são liquidados em

reserva bancária, possuem grande liquidez, como é o caso das LTNs, e de mínimo risco, visto que são

emitidos pelo governo e aceitos no mercado como se fosse dinheiro.

O SELIC é um sistema eletrônico que permite a atualização diária das posições das instituições

financeiras, assegurando maior controle sobre as reservas bancárias. Sendo que o SELIC identifica

também a taxa de juros que reflete a média de remuneração dos títulos federais negociados com os

bancos. A SELIC é considerada a taxa básica porque é usada em operações entre bancos e, por isso, tem

influência sobre os juros de toda a economia.

Dessa forma, as taxas desses títulos são os grandes balizadores do mercado em termos de formação de

taxas de juros. Atualmente, o Banco Central fixa regularmente a taxa SELIC (Meta SELIC), nas reuniões

do Comitê de Política Monetária (COPOM). Além disso, diariamente, a SELIC divulga a taxa média das

operações compromissadas com lastro em títulos públicos cujo prazo é de 1(um) dia útil.

Com a redução da taxa básica de juros (SELIC), o Banco Central também diminui a atratividade das

aplicações em títulos da dívida pública. Assim, começa a sobrar um pouco mais de dinheiro no mercado

financeiro para viabilizar investimentos que tenham retorno maior que o pago pelo governo.



19

Sub-passo 2c: Cálculo e comparação dos indicadores financeiros.

Devido à alta volatilidade que a taxa SELIC vêm demonstrando desde sua criação, foi utilizado para

efeitos de comparação à média dos últimos 8 (oito) anos da TAXA SELIC para os períodos de 05/2002 a

05/2009, conforme o gráfico 01, expresso abaixo.

Gráfico 1 – Taxa SELIC – período de 05/2002 – 05/2009 (fonte: Banco Central)

Média TAXA SELIC 05/02 - 05/09

16,36%

O fluxo de caixa9 da PCH Marco Baldo demonstra que a TIR do projeto é de 10,49% considerando um

período de 30 anos que é o tempo estimado de concessão do empreendimento, sendo menor que a média

da taxa SELIC para os últimos oito anos que é de 16,36%. Se compararmos a TIR do projeto com a taxa

SELIC de Dezembro de 2008 que era de 13,75%, data de entrega do projeto básico consolidado, temos

que a melhor alternativa para o investidor é aplicar os recursos no mercado financeiro, ao invés de

investir no projeto.

Além do que, pelo fato de um projeto de pequena central hidrelétrica apresentar maiores riscos, tais

como: volatilidade do preço da energia elétrica, dificuldade da comercialização da energia elétrica no

mercado devido ao pequeno volume de eletricidade gerado, garantias excessivas na alavancagem de

financiamentos, entre outras, ao investidor do que o mercado financeiro e uma menor atratividade se

comparado com a taxa referencial de mercado, as receitas advindas da comercialização das reduções

certificadas de emissões, comercializadas em moeda forte (euros), têm um impacto importante no fluxo

de caixa do projeto reduzindo os riscos para o investidor e melhorando a TIR do projeto, conforme

expresso abaixo.

Taxa Interna de Retorno (sem MDL) Taxa Interna de Retorno (com MDL)

10,49% 11,28% Tabela 10 – Simulação da Taxa Interna de Retorno (fonte: Fluxo de Caixa da CESBE S.A Engenharia e

Empreendimentos9)

9 O fluxo de caixa da atividade de projeto será disponibilizado para a Entidade Operacional Designada no momento

da validação do projeto.

0

5

10

15

20

25

30

abr/01 set/02 jan/04 mai/05 out/06 fev/08 jul/09 nov/10



20

Deste modo, avaliando o impacto do MDL no projeto, temos um aumento da Taxa Interna de Retorno de

7,53%, representando um aumento de 0,79% da TIR, passando de 10,49% para 11,28%.

De acordo com o item (10) (b) do sub-passo 2c da “Ferramenta de demonstração e avaliação da

adicionalidade – versão 05.2”, se a atividade de projeto de MDL tem um indicador (TIR) menos

favorável do que o índice de referência (SELIC), então a atividade de projeto de MDL não poderá ser

considerada financeiramente/economicamente atrativa.

Portanto, podemos concluir diante do exposto acima, que a atividade de projeto proposta não é

financeiramente/economicamente atrativa para o investidor sem a consideração do MDL.

Sub-passo 2d. Análise de Sensibilidade

Com objetivo de verificar a robustez do modelo financeiro, foram feitos análises dos parâmetros

elencados abaixo em um intervalo de -10% a 10% em comparação com o cenário de base. Esses

parâmetros foram selecionados, pois sua variação pode contribuir para o aumento da atratividade

econômico/financeiro da atividade de projeto proposta.

Preço da energia: O cenário de base para o preço da energia é de R$ 140,00/MWh;

Custos de Operação e Manutenção: O cenário de base para os custos de O&M é de R$

14,00/MWh, equivalendo ao valor de R$ 1.108.250,46 por ano;

Custo total do projeto: O cenário de base para o custo total do projeto é de R$ 80.000.000,00,

sendo o percentual de financiamento de 70%, com um período de amortização de 10 anos a uma

taxa de 6,00% ao ano. Desta forma, R$ 56.000.000,00 serão financiados pelo Banco Nacional de

Desenvolvimento Econômico e Social e o restante será desembolsado pela CESBE S.A.

Engenharia e Empreendimentos;

Energia Assegurada. O cenário de base para a energia assegurada, conforme explicado na seção

A.4.3. é de 79.160,75 MWh médios/ano.

As análises de sensibilidade dos parâmetros, definidos acima, sem a consideração das receitas que serão

originadas pela comercialização das reduções certificadas de emissões estão expressas nas tabelas abaixo:

Cenário projetado Preço da Energia

(R$/MWh) TIR do Projeto

-10% R$ 126,00 8,30%

-5% R$ 133,00 9,39%

0% R$ 140,00 10,49%

5% R$ 147,00 11,61%

10% R$ 154,00 12,76% Tabela 11 – Simulação do Preço da Energia



21

Cenário projetado Custo de O&M

(R$/MWh) TIR do Projeto

-10% R$997.425,42 10,74%

-5% R$1.052.837,94 10,62%

0% R$1.108.250,46 10,49%

5% R$1.163.662,99 10,37%

10% R$1.219.075,51 10,25% Tabela 12 – Simulação do custo de O&M

Cenário projetado Custo total do Projeto

(R$/MWinstalado) TIR do Projeto

-10% R$72.000.000,00 12,53%

-5% R$76.000.000,00 11,45%

0% R$80.000.000,00 10,49%

5% R$84.000.000,00 9,64%

10% R$88.000.000,00 8,87% Tabela 13 – Simulação do custo total do projeto

Cenário projetado Energia Assegurada

(MWh médios) TIR do Projeto

-10% 71.244,67 8,54%

-5% 75.202,71 9,51%

0% 79.160,75 10,49%

5% 83.118,78 11,49%

10% 87.076,82 12,50% Tabela 14 – Simulação da Energia Assegurada

Conclusão: De acordo com as análises de sensibilidade, demonstradas acima, podemos concluir que a

atividade de projeto proposta é improvável ser a mais economicamente/financeiramente atrativa, pois o

índice de referência (TAXA SELIC) é maior que a Taxa Interna de Retorno para todos os parâmetros e

cenários projetados, expressos nas tabelas acima, então prossiga para o passo 4.

Em função de riscos setoriais e barreiras mercadológicas que a atividade de projeto proposta apresenta,

podemos concluir que a melhor alternativa do ponto de vista econômico/financeiro para o investidor não é

o investimento na PCH Marco Baldo. No entanto com as receitas advindas da venda das reduções

certificadas de emissões, tem-se uma melhora significativa na TIR do projeto, reduzindo os riscos

setoriais e barreiras mercadológicas, gerando um atrativo a mais para o projeto, possibilitando ao

investidor optar pelo desenvolvimento da atividade de projeto proposta.




22

Passo 3. Análise de barreiras

Sub-passo 3a. Identificar barreiras que possam impedir a implementação do tipo de

atividade do projeto:

De acordo com a ferramenta de demonstração e avaliação da adicionalidade – versão 05.2, esse

item não é aplicável.

Sub-passo 3b. Mostrar que as barreiras identificadas não preveniriam a implementação de

ao menos uma das alternativas (exceto a atividade de projeto proposta):

De acordo com a ferramenta de demonstração e avaliação da adicionalidade – versão 05.2, esse

item não é aplicável.


Passo 4. Análise de Práticas Comuns

Sub-passo 4a. Analisar outras atividades similares à atividade do projeto proposta: e

Sub-passo 4b. Discutir outras opções similares que estão ocorrendo:

O Brasil possui no total 2.120 empreendimentos em operação, gerando 105.357.439 kW de potência. Está

prevista para os próximos anos uma adição de 36.853.104 kW na capacidade de geração do País,

proveniente dos 178 empreendimentos atualmente em construção e mais 433 outorgadas. Segue abaixo na

tabela 15, os empreendimentos em operação:

Empreendimentos em Operação

Tipo Quantidade Potência

Outorgada (kW)

Potência Fiscalizada

(kW) %

CGH 299 169.224 167.623 0,16

EOL 35 550.680 547.684 0,52

PCH 351 2.923.739 2.867.997 2,72

SOL 1 20 20 0

UHE 162 75.150.827 75.160.709 71,3

UTE 1.270 26.940.533 24.606.406 23,4

UTN 2 2.007.000 2.007.000 1,9

Total 2.120 107.742.023 105.357.439 100 Tabela 15 – Empreendimentos em operação (fonte: ANEEL)

Legenda

CGH Central Geradora Hidrelétrica

CGU Central Geradora Undi-Elétrica

EOL Central Geradora Eolielétrica

PCH Pequena Central Hidrelétrica

SOL Central Geradora Solar Fotovotaica

http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=10&fase=3










23

UHE Usina Hidrelétrica de Energia

UTE Usina Termelétrica de Energia

UTN Usina Termonuclear

Tabela 16 – Legenda.

Como podemos observar na tabela 15, projetos de pequena central hidrelétrica representam 2,72% da

potência total disponível na matriz energética do Brasil, representando um total de 351 empreendimentos

em operação, gerando 2.867.997 kW. Sendo que a prática predominante no Brasil é o desenvolvimento de

Usinas Hidrelétricas de Energia, representando 71,3%, e Usinas Termelétricas de Energia, representando

23,4%. Portanto podemos concluir que projetos de Pequenas Centrais Hidrelétricas não são práticas

usuais no Brasil.

A atividade de projeto está localizada no estado do Rio Grande do Sul onde temos atualmente um total de

115 empreendimentos em operação, gerando 7.130.247 kW de potência. Está prevista para os próximos

anos uma adição de 4.394.531 kW na capacidade de geração do Estado, proveniente dos 11

empreendimentos atualmente em construção e mais 35 com sua outorga assinada. Segue abaixo na tabela

17, os empreendimentos em operação no Estado do Rio Grande do Sul.

Empreendimentos em Operação (Rio Grande do Sul)


(kW) %

CGH 32 20.317 0,28

EOL 3 150.000 2,1

PCH 32 293.266 4,19

UHE 14 4.978.825 69,77

UTE 34 1.687.839 23,65

Total 115 7.130.247 100

Tabela 17 – Empreendimentos em operação no estado do Rio Grande do Sul (fonte: ANEEL10

)

Na tabela 17, pode se observar que projetos de pequenas centrais hidrelétricas no estado do Rio Grande

do Sul representam 4,19% da potencia (kW) gerada, sendo que a prática comum no estado é a construção

de Usinas Hidrelétricas de Energia, representando 69,77% da potência gerada, e Usinas Termelétricas de

Energia, representando 23,65% da potência gerada. Embora tenham uma representatividade de 23,65% de

geração de energia através de usinas termelétricas, 86.700,00 kW são gerados através de biomassa,

representando 1,22 % da potência total gerada dos projetos em operação no Rio Grande do Sul e 5,14%

das usinas termelétricas em operação. Portanto podemos observar que a predominância no estado, quando

a opção for à instalação de usinas termelétricas, é a opção pelas usinas termelétricas movidas a

combustíveis fósseis.

Conclusão: Analisando a participação dos empreendimentos na matriz energética nacional, avaliando o

cenário nacional (Brasil), representam 2,72% da potência total gerada, e estadual (Rio Grande do Sul),

representam 4,11% da potência total gerada. Conclui-se, portanto, que a participação dos projetos de

pequenas centrais hidrelétricas não tem uma representatividade, tanto no âmbito nacional, quanto no

âmbito estadual, atuando de uma forma complementar, sendo a predominância de projetos de Usinas

Hidrelétricas de grande porte e Usinas termelétricas movidas a combustíveis fósseis.

10

http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/ResumoEstadual/CapacidadeEstado.asp?cmbEstados=RS:RIO GRANDE DO SUL

http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/ResumoEstadual/GeracaoTipoFase.asp?tipo=10&fase=3&UF=RS:RIO%20GRANDE%20DO%20SUL








24

De acordo com a tabela 18 existem atualmente 6(seis) pequenas centrais hidrelétricas em construção no

Estado do Rio Grande do Sul, representando um total de 6,53% da potência que será gerada.

Tabela 18 – Usinas em construção em RS (fonte: ANEEL10) Gráfico 02 – Usinas em construção em RS (fonte: ANEEL10)

Pode-se concluir através da análise da tabela 18 e do gráfico 02 que a atividade predominante em termos

de potência a ser gerada no Estado do Rio Grande do Sul é a implementação de projetos de Usinas

Hidrelétricas de Energia e Usinas Térmicas que representam um total de 68,73% e 24,74%

respectivamente do total da potência a ser gerada.

Devido às dificuldades na obtenção de financiamentos por conta das garantias excessivas exigidas pelas

instituições financeiras para esse tipo de projeto e das dificuldades em se negociar o contrato de venda da

energia por conta do volume de energia a ser gerada, esses projetos precisam de um incentivo forte para a

sua viabilização.

Um incentivo forte para viabilizar projetos de PCH é o PROINFA11 – PROGRAMA DE INCENTIVO AS

FONTES ALTERNATIVAS DE ENERGIA, criado pelo governo brasileiro cujo objetivo é garantir as

tarifas de compra acima dos valores de mercado, para a energia gerada por estas centrais. Os

desenvolvedores tem se habilitado a participar deste programa com objetivo de reduzir as dificuldades

encontradas. A maior parte dos projetos de PCH que não fazem parte do PROINFA considerou o MDL

como fator decisivo para viabilizar seus projetos ou outros programas de incentivo, como o REIDI12. O

próprio governo brasileiro considerou o MDL como forma de viabilizar o PROINFA.

Atualmente no Estado do Rio Grande do Sul, segundo a tabela 18 existem 6(seis) projetos de Pequenas

Centrais Hidrelétricas em fase de construção, sendo que todos os projetos recebem incentivos para o seu

desenvolvimento conforme tabela 19 abaixo:

PCH Potência MDL Proinfa

Habilitados REIDI

Palanquinho 24.165 Sim

Marco Baldo 16.00 Sim

Criúva 23.949 Sim

Engenheiro Henrique Kotzian 13.00 Sim

Albano Machado 3,00 Sim

Moinho 13,70 Sim Tabela 19 – PCHs em fase de construção no RS (fonte: ANEEL)

11 PROINFA – Lei no 10.438, promulgada em 26/04/2002.

12 Regime Especial de Incentivo do Ministério de Minas e Energia (MME).

Empreendimentos em Construção (Rio Grande do Sul)


(kW) %

PCH 6 93.394 6,53

UHE 3 983.000 68,73

UTE 2 353.825 24,74

Total 11 1.430.219 100







25

Atualmente, o Estado do Rio Grande do Sul possui 32 projetos e Pequenas Centrais Hidrelétricas gerando

um total de 305.021 kW de Potência, sendo que os projetos similares a atividade de projeto, que são

projetos acima de 15 MW, em operação estão descritos na tabela 20 abaixo:

Usina Potência (kW) Município Rio

Passo do Meio 30.000 Bom Jesus e São

Francisco de Paula Rio das Antas

Linha Emília 19.500 Dois Lajeados Carreiro

Cotiporã 19.500 Cotiporã Carreiro

Caçador 22.500 Nova Bassano e

Serafina Corrêa Carreiro

Esmeralda 22.200 Barracão e Pinhal Bernardo José

São Bernardo 15.000 Barracão e Esmeralda Bernardo José

Jararaca 28.000 Nova Roma do Sul e

Veranópolis Prata

Da Ilha 26.000 Antônio Prado e

Veranópolis Prata

Ouro 16.000 Barracão Marmeleiro

Engenheiro Ernesto

Jorge Dreher 17.470

Júlio de Castilhos e

Salto do Jacuí Ivaí

Total 216.170,00 Total: 10 Usina(s). Tabela 20 – PCHs em operação no RS (fonte: ANEEL13)

Conforme observado na tabela acima, de um total de 305.021 kW de Potência gerada, temos que projetos

similares a atividade de projeto representam um total de 216.170,00 kW de Potência gerada,

representando, aproximadamente, 70,87% do total de potência gerada no Estado.

Tem-se que 9(nove) dos 10(projetos) em operação no Estado, conforme tabela 21 abaixo, receberam

incentivos, tais como MDL14, PROINFA15 e REIDI para a sua viabilização, conforme tabela abaixo:

Usina Potência (kW) Incentivos

Passo do Meio 30.000 MDL

Linha Emília 19.500 PROINFA

Cotiporã 19.500 PROINFA

Caçador 22.500 PROINFA

Esmeralda 22.200 PROINFA

São Bernardo 15.000 PROINFA

Jararaca 28.000 PROINFA

Da Ilha 26.000 PROINFA

Engenheiro Ernesto

Jorge Dreher 17.470 REIDI

Tabela 21 – PCHs em operação no RS que receberam incentivos (fonte: ANEEL)

13 http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/ResumoEstadual/GeracaoTipoFase.asp?tipo=5&fase=3&UF=RS:RIO

GRANDE DO SUL

14 http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/58240.html

15 http://www.mme.gov.br/programas/proinfa/galerias/arquivos/apresentacao/Situaxo_usinas_PROINFA_AGO-

2009.pdf

http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/58240.html

http://www.mme.gov.br/programas/proinfa/galerias/arquivos/apresentacao/Situaxo_usinas_PROINFA_AGO-2009.pdf

http://www.mme.gov.br/programas/proinfa/galerias/arquivos/apresentacao/Situaxo_usinas_PROINFA_AGO-2009.pdf



26

Embora projetos similares ao projeto Marco Baldo estejam ocorrendo no Estado do Rio Grande do Sul, o

percentual de participação no cenário estadual e nacional é muito pequeno. Portanto não podemos

considerar a atividade de projeto como prática comum. Todos os projetos estão sendo implementados

mediante a participação em programas e protocolos que disponibilizam incentivos para esse tipo de

empreendimento, o que viabiliza o projeto, além do que 9(nove) dos 10(dez) projetos hoje em operação

no Estado, similares a atividade do projeto, foram implementados mediante a participação em programas

e protocolos que disponibilizam incentivos para esse tipo de empreendimento, o que viabilizou a

implementação dos mesmos. Sendo que sem esses incentivos, o desenvolvimento de projetos de pequenas

centrais hidrelétricas não é economicamente e financeiramente atrativo para o investidor.

Passo 4 – Satisfaz - Aprovado

O PROJETO É ADICIONAL

B.6. Reduções de emissões:

B.6.1. Explicação da escolha metodológica:

>> De acordo com a metodologia consolidada de linha de base e monitoramento (ACM0002 – versão 10)

e da ferramenta para o cálculo do fator de emissão para um sistema elétrico (versão 01.1), as emissões de

linha de base incluem unicamente as emissões de CO2 provenientes da eletricidade gerada por usinas

movidas a combustíveis fósseis que são deslocadas em conseqüência da atividade de projeto proposta. Os

cálculos das emissões de linha de base são calculados de acordo com a expressão abaixo:

yCMgridyPJy EFEGBE ,,, * (1)

Onde:

yBE = Emissões de linha de base no ano y (tCO2/yr)

yPJEG , = Quantidade de eletricidade líquida gerada que é produzida e influencia no

desenvolvimento da matriz energética como resultado da implementação de uma

atividade de projeto de MDL no ano y (MWh médios/yr)

yCMgridEF ,, = Fator de emissão de CO2 da margem combinada para as usinas de geração conectadas a

matriz energética no ano y calculado usando a última versão da “Ferramenta de cálculo

do fator de emissão para um sistema elétrico” (tCO2/MWh médios)

Calculando o yPJEG ,

O cálculo de yPJEG , é diferente para (a) plantas Green Field, (b) repotencialização e troca de

equipamentos, e (c) aumento da capacidade. Para esta atividade de projeto usaremos o item “(a)

plantas Green Field” por se tratar da implementação de uma nova usina de geração de eletricidade

através de fonte renovável.

(a) Plantas Green Field de geração de energia renovável

Se a atividade de projeto é a instalação de uma nova planta de geração de energia elétrica a partir de

fontes renováveis que despachará eletricidade para o Sistema Interligado Nacional onde no local não



27

existia nenhuma planta de geração de energia renovável antes da implementação da atividade de projeto

proposta, temos que:

yfacilityyPJ EGEG ,, (2)

Onde:

yPJEG , = Quantidade de eletricidade líquida gerada que é produzida e influencia no

desenvolvimento da matriz energética como resultado da implementação de uma

atividade de projeto de MDL no ano y (MWh médios/yr)

yfacilityEG , = Quantidade de eletricidade líquida fornecida pela atividade de projeto para o Sistema

Interligado Nacional no ano y (MWh médios/yr)

Os cálculos estão demonstrados no ANEXO 3 desse documento.

Calculando o yCMgridEF ,,

Utilizando a Ferramenta para cálculo do fator de emissão para um sistema elétrico – versão 01.1 tem-se

que o fator de emissão de CO2 da margem combinada é uma combinação do fator de emissão de CO2 da

margem de operação (MO) e do fator de emissão de CO2 da margem de construção (BM). Os passos

necessários são:

PASSO 1: Identificar o sistema elétrico relevante: A atividade de projeto proposta gerará energia

renovável para o Sistema Interligado Nacional, estado do Rio Grande do Sul, região Sul do Brasil.

Conforme orientação da Ferramenta para cálculo do fator de emissão para um sistema elétrico, será

utilizada a delineação do sistema de eletricidade do projeto divulgada pela Autoridade Nacional

Designada. De acordo com a Comissão Interministerial de Mudanças Globais do Clima, em sua 43º

Reunião, no dia 29 de abril de 2008. Após análise dos resultados do Grupo de Trabalho, decidiu-se pela

adoção de um ÚNICO SISTEMA como padrão para projetos de MDL que utilizem a ferramenta de

cálculo dos fatores de emissão associada à metodologia ACM0002 para estimar suas reduções de emissão

de gases de efeito estufa. Portanto serão utilizados os fatores de emissão do Sistema Interligado Nacional

pela AND, como um sistema único.

PASSO 2: Selecionar o método da margem de operação (MO): O cálculo do fator de emissão da

margem de operação yOMgridEF ,, é baseada em um dos seguintes métodos:

(a) MO simples, ou

(b) MO ajustada, ou

(c) Análise dos dados de despacho da MO, ou

(d) MO média.

O método selecionado conforme descrito no passo 1 é o item (c) Análise dos dados de despacho da MO

que são divulgados pela Autoridade Nacional Designada. Para a análise dos dados de despacho da MO,

deverá ser utilizado o ano no qual a atividade de projeto despacha eletricidade para a rede elétrica e o

fator de emissão deverá ser atualizado anualmente durante a fase de monitoramento.



28

PASSO 3: Calcular o fator de emissão da margem de operação (MO) de acordo com o método

selecionado: O método de análise dos dados de despacho para cálculo do fator de emissão da MO

(EFgrid,OM-DD,y) é baseado nas usinas que estão atualmente margem durante cada hora h onde o projeto está

despachando eletricidade. Essa abordagem não é aplicável para dados históricos e, assim, é necessário o

monitoramento anual do EFgrid,OM-DD,y.

O fator de emissão da MO é calculado da seguinte forma:

yPJ

h

hDDELhPJ

yDDOMgridEG

EFEG

EF,

,,,

,,

* (3)

Onde:

yDDOMgridEF ,, = Fator de emissão de CO2 da margem de operação da análise dos dados de

despacho no ano y (tCO2/MWh médios)

hPJEG , = Eletricidade despachada pela atividade de projeto na hora h do ano y (MWh

médios)

hDDELEF ,, = Fator de emissão de CO2 para as usinas que estão no topo da ordem de

despacho na hora h no ano y (tCO2/MWh médios)

yPJEG , = Total de eletricidade despachada pela atividade de projeto no ano y (MWh

médios)

h = horas no ano y em que a atividade de projeto está despachando eletricidade

para a rede

y = ano em que a atividade de projeto está despachando eletricidade para a rede

Conforme orientação da Autoridade Nacional Designada, os valores do fator de emissão de CO2 para as

usinas que estão no topo da ordem de despacho na hora h no ano y são fornecidos através de publicação

no site da Comissão Interministerial de Mudanças Globais do Clima e serão utilizados neste projeto.

Serão utilizados os dados mais recentes disponíveis na data de desenvolvimento do Documento de

Concepção de Projeto. Esses valores serão atualizados anualmente durante o monitoramento.


PASSO 4: Identificar o conjunto de usinas que serão incluídas na margem de construção (MB): O

grupo de amostras de usinas m usadas para calcular a margem de operação consiste em um dos itens

abaixo:

(a) O grupo de 5 (cinco) usinas similares que foram construídas mais recentemente, ou



29

(b) O grupo de usinas similares que aumentaram a capacidade no sistema elétrico que compreendem

20% da geração do sistema (em MWh médios) e que foram construídas mais recentemente.

Participantes do projeto deverão usar o grupo de unidades similares de geração que compreendem a maior

geração anual. De maneira geral, usinas são consideradas como tendo sido construídas no momento em

que começaram a fornecer eletricidade para a rede.

Esse passo foi desenvolvido pela Autoridade Nacional Designada em conjunto com o Operador Nacional

do Sistema (ONS).

PASSO 5: Calcular o fator de emissão da margem de construção (MB): O fator de emissão da

margem de construção é o fator de emissão (tCO2/MWh médios) médio ponderado de todas as unidades

de geração m durante o ano mais recente y para o qual os dados de geração das usinas estão disponíveis,

calculados como se segue:

m

ym

m

ymELym

yBMgridEG

EFEG

EF,

,,,

,,

*

(4)

Onde:

yBMgridEF ,, = Fator de emissão de CO2 da margem de construção no ano y (tCO2/MWh

médios)

ymEG , = Quantidade líquida de geração de eletricidade e que é despachada para a rede

pelas usinas de geração m no ano y (MWh médios)

ymELEF ,, = Fator de emissão de CO2 das unidades de geração m no ano y (tCO2/MWh

médios)

m = Unidades de geração incluídas na margem de construção

y = O ano histórico mais recente no qual os dados de geração das usinas estão

disponíveis

Conforme orientação da Autoridade Nacional Designada, o fator de emissão de CO2 para cada unidade de

geração m ( yBMgridEF ,, ) deverá ser determinada através dos dados publicados no site da Comissão

Interministerial de Mudanças Globais do Clima e será utilizado neste projeto. Serão utilizados os dados

mais recentes disponíveis na data de desenvolvimento do Documento de Concepção de Projeto. Esses

valores serão atualizados anualmente durante o monitoramento.


PASSO 6: Calcular o fator de emissão da margem combinada (MC): O fator de emissão da margem

combinada é calculado como se segue:



30

BMyBMgridOMyOMgridyCMgrid wEFwEFEF ** ,,,,,, (5)

Onde:

yBMgridEF ,, = Fator de emissão de CO2 da margem de construção no ano y (tCO2/MWh

médios)

yOMgridEF ,, = Fator de emissão de CO2 da margem de operação no ano y (tCO2/MWh

médios)

OMw = Peso do fator de emissão da margem de operação (%)

BMw = Peso do fator de emissão da margem de construção (%)

Os valores padrão que deverão ser utilizados por OMw e BMw são:

Para a atividade de projeto que envolve pequenas centrais hidrelétricas são wOM = 0,5 e wBM =

0,5.


Emissão de projeto

Para a maior parte das atividades de projeto das usinas renováveis de geração, 0yPE . No entanto,

algumas atividades de projeto devem envolver emissões de projeto que sejam significantes. Essas emissões

deverão ser contabilizadas para as emissões de projeto utilizando a seguinte equação:

yHPyGPyFFy PEPEPEPE ,,, (6)

Onde:

yPE = Emissões de projeto no ano y (tCO2e/yr)

yFFPE , = Emissões de projeto derivado do consumo de combustível fóssil no ano y

(tCO2e/yr)

yGPPE , = Emissões de projeto derivado das operações de plantas de geração geotérmicas

através da liberação de gases não condensáveis no ano y (tCO2e/yr)

yHPPE , = Emissões de projeto derivadas da área de reservatório de plantas de geração

hidroelétricas no ano y (tCO2e/yr)

Como a atividade de projeto proposta é a implantação de uma nova pequena central hidrelétrica as

variáveis yFFPE , e yGPPE , não serão consideradas e seus valores são zero.



31

O procedimento para calcular as emissões de projetos derivadas da área de reservatório de um projeto de

uma hidrelétrica é:

Para atividades de projeto de usinas hidroelétricas que resultam em um novo reservatório e

plantas de geração que resultam no aumento de um reservatório existente, os proponentes do

projeto deverão contabilizar as emissões de CH4 e CO2 derivadas da área de reservatório,

estimadas conforme se segue:

(a) Se a densidade energética da atividade do projeto (PD) for maior que 4 W/m2 e menor ou igual a

10 W/m2:

1000

*Re

,

ys

yHP

TEGEFPE (7)

Onde:

yHPPE , = Emissões de projeto da área de reservatório (tCO2e/yr)

sEFRe = Fator de emissão padrão para emissões oriundas de reservatórios de usinas

hidroelétricas no ano y (kgCO2e/MWh médios)

yTEG = Eletricidade total produzida pela atividade de projeto, incluindo a eletricidade

fornecida para a rede e a eletricidade fornecida para consumo interno, no ano y (MWh médios)

(b) Se a densidade energética (PD) da atividade de projeto for maior que 10 W/m2:

0, yHPPE (8)

A densidade energética (PD) da atividade de projeto é calculada da seguinte forma:

BLPJ

BLPJ

AA

CapCapPD

(9)

Onde:

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

PJCap = Capacidade instalada da planta de geração hidroelétrica depois da

implementação da atividade de projeto (W)

BLCap = Capacidade instalada da planta de geração hidroelétrica antes da

implementação da atividade de projeto. Para novos projetos de hidroelétricas, esse valor é zero

PJA = Área de reservatório medida na superfície da água, depois da implementação

da atividade de projeto, quando o reservatório está cheio (m2)



32

BLA = Área de reservatório medida na superfície da água, antes da implementação da

atividade de projeto, quando o reservatório está cheio (m2). Para novos reservatórios, esse valor é zero

Portanto, utilizando a expressão (9) e os dados expressos na tabela 3 da seção A.4.3, temos que:

275,16

0955,0

016

m

WMWMW

AA

CapCapPD

BLPJ

BLPJ

Conforme o item (b) acima descrito, atividades de projetos que tenham densidade energética maior que

10 W/m2 podem desconsiderar as emissões de projeto. Portanto .0, yHPPE

Vazamentos

Nenhuma emissão proveniente de vazamento é considerada. A principal emissão potencialmente em

vazamentos no contexto dos projetos do setor elétrico são emissões que derivam de atividades como

construção da planta de geração e emissões provenientes do uso de combustíveis fósseis (ex: extração,

processamento, transporte). Essas fontes de emissões são negligenciadas.

Reduções de emissão

As reduções de emissão são calculadas conforme se segue:

yyy PEBEER (10)

Onde:

yER = Reduções de emissão no ano y (tCO2e/yr)

yBE = Emissões de linha de base no ano y (tCO2e/yr)

yPE = Emissões de projeto no ano y (tCO2e/yr)

Conforme descrito anteriormente as emissões de projeto são zero, portanto o cálculo das reduções de

emissão para essa atividade de projeto é:

yy BEER (11)



33

B.6.2. Dados e parâmetros que estão disponíveis na validação:

Dado / Parâmetro: yfacilityEG ,

Unidade do dado: MWh médios/yr

Descrição: Quantidade de eletricidade líquida gerada fornecida pelo projeto para a rede no

ano y

Fonte do dado usado: O valor utilizado para o cálculo dos MWh médios/yr é proveniente do Projeto

Básico Consolidado elaborado pela MEK ENGENHARIA.

Valor aplicado: 79.160,75

Justificativa da escolha

do dado ou descrição

dos métodos de

medição e

procedimentos

aplicados:

Conforme a Ferramenta para cálculo do fator de emissão do sistema elétrico –

versão 01.1, foi utilizada a abordagem aplicada para implantação de uma nova

pequena central hidrelétrica. A fim de estimar yfacilityEG , de uma maneira

conservadora, foi considerada uma parada da usina de 12 dias para trabalhos de

manutenção e automação. Portanto as horas previstas de operação da usina

durante o ano é de 8.470,92 horas.

Comentário: O Projeto Básico Consolidado elaborado pela MEK ENGENHARIA será

disponibilizado para a Entidade Operacional Designada no período de

validação.

Dado / Parâmetro: yBMgridEF ,,

Unidade do dado: tCO2/MWh médios

Descrição: Fator de emissão de CO2 da margem de construção no ano y

Fonte do dado usado: Os dados utilizados para o cálculo do fator de emissão da margem de

construção foram publicados pela Autoridade Nacional Designada.

Valor aplicado: Veja Anexo 3.



dos métodos de

medição e

procedimentos

aplicados:

Conforme orientação da Ferramenta para cálculo do fator de emissão do

sistema elétrico, o fator de emissão de CO2 para cada unidade de geração m (

yBMgridEF ,, ) deverá ser determinada através da publicação no site da Comissão

Interministerial de Mudanças Globais do Clima e será utilizado neste projeto.

Serão utilizados os dados mais recentes disponíveis na data de desenvolvimento

do Documento de Concepção de Projeto.

Comentário: O fator de emissão da margem de construção será atualizado anualmente. Esse

dado será arquivado em formato eletrônico.

Dado / Parâmetro: yOMgridEF ,,


Descrição: Fator de emissão de CO2 da margem de operação no ano y

Fonte do dado usado: Os dados utilizados para o cálculo do fator de emissão da margem de operação

foram publicados pela Autoridade Nacional Designada.




dos métodos de

medição e

procedimentos

aplicados:

Conforme orientação da Ferramenta para cálculo do fator de emissão do

sistema elétrico, os valores do fator de emissão de CO2 para as usinas que estão

no topo da ordem de despacho na hora h no ano y são fornecidos através de

publicação no site da Comissão Interministerial de Mudanças Globais do Clima

e será utilizado neste projeto. Serão utilizados os dados mais recentes

disponíveis na data de desenvolvimento do Documento de Concepção de



34

Projeto.

Comentário: O fator de emissão da margem de operação será atualizado anualmente. Esse


Dado / Parâmetro: yCMgridEF ,,


Descrição: Fator de emissão de CO2 da margem de combinada no ano y

Fonte do dado usado: Os dados utilizados para o cálculo do fator de emissão da margem combinada

foram publicados pela Autoridade Nacional Designada.




dos métodos de

medição e

procedimentos

aplicados:

Utilizando a Ferramenta para cálculo do fator de emissão para um sistema

elétrico – versão 01.1 tem que o fator de emissão de CO2 da margem combinada

é uma combinação do fator de emissão de CO2 da margem de operação (MO) e

do fator de emissão de CO2 da margem de construção (BM). O cálculo do fator

de emissão da margem combinada foi feito de acordo com equação (5) descrita

na seção B.6.1.

Comentário: O fator de emissão da margem combinada será atualizado anualmente. Esse


B.6.3. Cálculo ex-antes das reduções de emissão:

>> Conforme exposto na seção B.6.1 o cálculo das reduções de emissão são feitos de acordo com a

expressão abaixo:

yyy PEBEER

(12)

Como a atividade de projeto proposta trata-se da implementação de uma nova pequena central hidrelétrica

de 16 MW, onde teremos uma área de reservatório de 0,955 km2, temos que a densidade energética do

projeto é de 16,75 W/m2. Portanto, segundo a ferramenta metodológica utilizada, as fugas e vazamentos

para esse tipo de atividade são desprezíveis, portanto temos que PEy=0.

O cálculo da linha de base do projeto, em tCO2e/ano, conforme descrito na seção B.6.1 é feito de acordo

com a expressão abaixo:

yCMgridyPJy EFEGBE ,,, *

(13)

Onde EGPJ,y é calculado de acordo com a expressão abaixo:

yfacilityyPJ EGEG ,,

(14)

Conforme explicado no ANEXO 3, a potência total a ser gerada é de 16 MW, sendo estimada a energia

assegurada em 9,345 MWh médios, com a implementação da uma nova pequena central hidrelétrica e a

estimativa de operação comercial durante o ano é de 8.470,92 horas. Portanto, segue abaixo o cálculo:

ano

MWhanohoraEG yfacility 75,160.97/92,470.8*345,9,

Portanto, temos que:



35

ano

MWhEGEGEG historicalhistoricalyfacilityyPJ 75,160.79075,160.79)(,,

Para o cálculo do fator de emissão de CO2 da margem combinada (tCO2e/MWh médios) foi utilizado a

ferramenta metodológica para cálculo do fator de emissão de um sistema elétrico, conforme a expressão

abaixo:

BMyBMgridOMyOMgridyCMgrid wEFwEFEF ** ,,,,,,

(15)

Conforme explicado no ANEXO 3, temos que:

MWhetCOEF yOMgrid /4766,0 2,,

MWhetCOEF yBMgrid /1458,0 2,,

5,0OMw

5,0BMw

Portanto, temos que:

MWhetCOEF yCMgrid /3112,05,0*1458,05,0*4766,0 2,,

De acordo com o exposto acima, temos que as reduções de emissão da atividade de projeto são:

anoetCOanoetCOMWhetCOanoMWhPEBEER yyy /83,634.24/0)/3112,0*/75,160.79( 222

OBS: No entanto devido a diferença de horas por mês e da diferença dos fatores de emissão de CO2

da margem combinada nos meses que compõem o ano, divulgados pela AND, temos uma redução

de emissão de 24.475,54 tCO2e/ano. Nesta atividade de projeto será utilizado o cenário mais

conservador e, portanto será utilizado o valor de 24.475,54 tCO2e/ano.

O cenário mais conservador para a atividade de projeto proposta é a paralisação da PCH para

manutenção e operação no mês de Janeiro, onde o fator de emissão de CO2 de Janeiro é maior do

que os fatores de emissão dos meses subseqüentes.



36

B.6.4 Sumário das estimativas ex-antes de reduções de emissão:

Ano

Estimativa

anual de

reduções de

emissões devido

às atividades de

projeto em

toneladas de

CO2e

Estimativa

anual de

emissões de

linha de base

em toneladas

de CO2e

Estimativa

anual de

emissões

devido a

fugas e

vazamentos

em tCO2e

Estimativa

anual de

reduções de

emissões em

toneladas de

CO2e

(01 de agosto-dezembro) 2011 0 8.158,51 0 8.158,51 2012 0 24.475,54 0 24.475,54

2013 0 24.475,54 0 24.475,54

2014 0 24.475,54 0 24.475,54

2015 0 24.475,54 0 24.475,54

2016 0 24.475,54 0 24.475,54

2017 0 24.475,54 0 24.475,54

2018 0 24.475,54 0 24.475,54

2019 0 24.475,54 0 24.475,54

2020 0 24.475,54 0 24.475,54

(janeiro – 31 de julho) 2021 0 16.317,03 0 16.317,03 Total de reduções de emissões

estimadas (toneladas de CO2e)

0

244.755,40 0 244.755,40

Tabela 22 – Sumário das estimativas ex-antes de reduções de emissão para um período de atividade de 10 anos.

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

B.7.1 Dados e parâmetros monitorados

Dado / Parâmetro: yfacilityEG ,

Unidade do dado: MWh médios/yr

Descrição: Quantidade de eletricidade líquida gerada fornecida pelo projeto para a rede no

ano y

Fonte do dado a ser

utilizado:

CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos

Valor dos dados

aplicados para o

objetivo de calcular as

reduções de emissão

esperadas na seção B.5

79.160,75

Descrição dos métodos

de medição e

procedimentos que

serão aplicados:

A medição da eletricidade entregue à rede elétrica será monitorada pelo projeto

de maneira continua e os dados de geração semanal serão armazenados

eletronicamente.

QA/QC procedimentos

que serão aplicados:

O nível de incerteza dos dados é baixo e os equipamentos serão regularmente

calibrados.

Comentários: Esses dados serão utilizados para o cálculo das reduções de emissões da atividade

de projeto e seus dados serão armazenados e ficarão arquivados até 2(dois) anos



37

depois do término do período de atividade de projeto.

Dado / Parâmetro: PJA

Unidade do dado: m2

Descrição: Área do reservatório medido na superfície da água, depois da implementação da

atividade de projeto, quando o reservatório estiver cheio.

Fonte do dado a ser

utilizado:

Imagens de satélite.

Valor dos dados

aplicados para o




A área de reservatório da atividade de projeto é de 0,955 km2. Esse dado será

disponibilizado para a Entidade Operacional Designada no monitoramento do

projeto.


de medição e

procedimentos que

serão aplicados:

Medição a partir de imagens de satélite. Essa medição será feita com objetivo de

assegurar a área do reservatório não ultrapassará 0,955 km2.

QA/QC procedimentos


O nível do reservatório será monitorado mensalmente, a partir da operação

comercial da atividade de projeto.

Comentários: Os dados coletados ficarão disponíveis até 2(dois) anos depois do término do

período de atividade de projeto.

Dado / Parâmetro: yCMgridEF ,,


Descrição: Fator de emissão de CO2 da margem combinada para geração de eletricidade

conectada na rede elétrica no ano y calculado de acordo com a Ferramenta para o

cálculo do fator de emissão do sistema elétrico – versão 01.1.

Fonte do dado a ser

utilizado:

Autoridade Nacional Designada

Valor dos dados

aplicados para o




Será atualizado anualmente de acordo com os seguintes parâmetros que são

publicados anualmente:

Fator de emissão de CO2 da margem de operação no ano y;

Fator de emissão de CO2 da margem de construção no ano y.


de medição e

procedimentos que

serão aplicados:

Os dados dos fatores de emissão da margem de construção e da margem de

operação serão atualizados anualmente de acordo com os dados publicados pela

Autoridade Nacional Designada e serão utilizados para o cálculo do fator de

emissão da margem combinada, conforme expresso na seção B.6.1.

QA/QC procedimentos


Os procedimentos que serão aplicados serão de acordo com a Ferramenta para

cálculo do fator de emissão do sistema elétrico – versão 01.1

Comentários: Os dados coletados anualmente serão armazenados em formato eletrônico e

ficarão disponíveis até 2(dois) anos depois do término do período de atividade de

projeto.



38

B.7.2. Descrição do plano de monitoramento:

>> Conforme a metodologia de monitoramento ACM0002 – versão 10 e a Ferramenta para o cálculo do

fator de emissão do sistema elétrico – versão 01.1, temos que os parâmetros que serão monitorados são:

1) Eletricidade líquida gerada pelo início da atividade de projeto ( yfacilityEG , ).

2) Área de reservatório: Avaliação inicial de que não houve aumento da superfície da água no

momento do início da atividade de projeto, com objetivo de certificar que não existe emissão

proveniente da área de reservatório.

3) Fator de emissão de CO2 da margem de operação: Conforme orientação da ferramenta

metodológica citada acima, esse fator será fornecido pela Autoridade Nacional Designada através

de publicação em seu site e será utilizado na fase de monitoramento para atualizar o fator de

emissão de CO2 da margem combinada. Esse fator será atualizado anualmente e seus valores

serão armazenados eletronicamente.

4) Fator de emissão de CO2 da margem de construção: Conforme orientação da ferramenta

metodológica citada acima, esse fator será fornecido pela Autoridade Nacional Designada através

de publicação em seu site e será utilizado na fase de monitoramento para atualizar o fator de

emissão de CO2 da margem combinada. Esse fator será atualizado anualmente e seus valores

serão armazenados eletronicamente.

5) Fator de emissão de CO2 da margem combinada: Conforme orientação da ferramenta

metodológica citada acima, esse fator será atualizado anualmente através da combinação do fator

de emissão de CO2 da margem de construção e do fator de emissão de CO2 da margem de

operação publicados pela Autoridade Nacional Designada.

Os cálculos das reduções de emissões conforme orientação da ferramenta metodológica será anualmente

atualizado de acordo com os parâmetros acima e serão disponibilizados para a Entidade Operacional

Designada no momento da verificação do monitoramento.

A geração de eletricidade da atividade de projeto será monitorada pela equipe responsável pela PCH

Marco Baldo da CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos. Sendo que o sistema de controle e

supervisão está de acordo com as normas estabelecidas pela ONS16

e aprovadas pela ANEEL, bem como

dentro da política de boas práticas estabelecida pela Concessionária de Energia Local, no caso a RGE

(Rio Grande Energia S.A). Os sistemas de supervisão e controle serão calibrados periodicamente para

assegurar o correto funcionamento dos equipamentos de medição.

Veja maiores detalhes no Anexo 4.

16 http://www.ons.org.br/procedimentos/index.aspx.



39

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

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

>> A data de conclusão da versão final desta seção de linha de base (DD/MM/AAAA): 19/10/2009

Nome da pessoa/entidade que determina a linha de base:

Empresa: BioGerar Cogeração de Energia Ltda.

Endereço: Rua Batista do Carmo, 61.

CEP: 01535-020

Cidade/Estado: São Paulo-SP.

País: Brasil.

Contato: Luis Proença

Telefone: +55 11 5073-1034

FAX: +55 11 5073-1034

Celular: +55 11 8369-7238

E-mail: [email protected]

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

C.1. Duração da atividade de projeto:

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

>> 14/04/2009

C.1.2. Expectativa da vida útil operacional da atividade de projeto:

>> 30 anos.

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

C.2.1. Período de obtenção de créditos renováveis:

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

>> Não aplicável

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

>> Não aplicável

C.2.2. Período de obtenção de créditos fixo:

C.2.2.1. Data de início:

>> A data de início de obtenção de créditos terá início em 01/08/2011 ou a partir da data de registro da

atividade de projeto de MDL na Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima. Sendo

que o registro na CQNUMC tem prioridade como data de inicio.

C.2.2.2. Duração:

>> 10 anos.

mailto:[email protected]



40

SEÇÃO D. Impactos ambientais

D.1.Documentação de análise dos impactos ambientais, incluindo os impactos transfronteiriços:

>> Conforme Resolução do CONAMA no. 237, de 19 de dezembro de 1997, artigo 2º - a localização,

construção, instalação, ampliação, modificação e operação de empreendimentos e atividades utilizadoras

de recursos ambientais consideradas efetiva ou potencialmente poluidoras, bem como os

empreendimentos capazes sob qualquer forma, de causar degradação ambiental, dependerão de prévio

licenciamento do órgão ambiental competente, sem prejuízo de outras licenças legalmente exigíveis.

As licenças requeridas para esta atividade são:

Licença Prévia (LP) – concedida na fase preliminar do planejamento do empreendimento ou

atividade aprovando sua localização e concepção, atestando a viabilidade ambiental e

estabelecendo os requisitos básicos e condicionantes a serem atendidos nas próximas fases de sua

implementação. A Licença Ambiental Prévia (LAP) emitida pela FEPAM é LP No. 884/2003-

DL.

Nessa fase são analisados o Estudo de Impacto Ambiental (EIA) e o Relatório de Impacto do

Meio Ambiente (RIMA) ou, conforme o caso, o Relatório de Controle Ambiental (RCA).

Licença de Instalação (LI) – autoriza a instalação do empreendimento ou atividade de acordo

com as especificações constantes dos planos, programas e projetos aprovados, incluindo as

medidas de controle ambiental e demais condicionantes, da qual constituem motivo determinante.

A Licença de Instalação emitida pela FEPAM no dia 07/outubro/2009 é LI No. 1120/2009-DL.

Licença de Operação (LO) – autoriza a operação da atividade ou empreendimento, após a

verificação do efetivo cumprimento do que consta das licenças anteriores, com as medidas de

controle ambiental e condicionantes determinados para a operação. Essa licença ainda não foi

emitida.

Não se esperam impactos transfronteiriços por parte desta atividade de projeto.

D.2. Se os impactos ambientais são considerados significantes pelos participantes do projeto ou

pela Parte Anfitriã, por favor forneça conclusões e todas as referências para suporte da

documentação dos impactos ambientais que estão de acordo com os procedimentos requeridos pela

Parte Anfitriã:

>> A atividade de projeto proposta não gera impactos ambientais significantes e estão de acordo com os

procedimentos requeridos pela Parte Anfitriã.

SEÇÃO E. Comentário das Partes Interessadas

E.1. Breve descrição de como os comentários feitos pelos atores locais foram solicitados e

compilados:

>> De acordo com o Anexo 7 da Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima , resolução de

no 7, de 05 de março de 2008, com vistas a obter a aprovação das atividades de projeto no âmbito do

Mecanismo de Desenvolvimento Limpo, os proponentes do projeto deverão convidar, 15 dias antes do

início do processo de validação, os atores envolvidos, interessados e/ou afetados pelas atividades de

projeto no âmbito do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo, de forma a garantir que eventuais

comentários sejam incorporado na documentação a ser submetida a esta Comissão com vistas a obter a



41

aprovação das atividades de projeto pela Autoridade Nacional Designada. Deverá ser enviada à Secretaria

Executiva da Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima, em meio eletrônico e impresso,

bem como seus respectivos avisos de recebimento, aos atores envolvidos, interessados e/ou afetados pelas

atividades de projeto no âmbito do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo.

As partes interessadas afetada e/ou interessadas nesta atividade de projeto são:

I – Prefeituras e câmara dos vereadores de cada município envolvido:

Prefeitura Municipal de Braga:

Prefeito: Luis Carlos Balestrin

Endereço: Avenida Mal. Floriano Peixoto, 602 – CEP. 98560-000 – Braga/RS.

Câmara municipal de vereadores de Braga:

Presidente: Ivone Amaral da Silva


Endereço: Rua Conde, 968 – Centro – CEP. 98560-000 – Braga/RS.

Prefeitura Municipal de Campo Novo: Prefeito: Edison Baraldi Machado


Endereço: Avenida Bento Gonçalves, 555– CEP. 98570-000 – Campo Novo/RS.

Câmara municipal de vereadores de Campo Novo: Presidente: Marcos Roberto dos Reis



II – Órgãos ambientais, estadual e municipal (is), envolvidos;

Secretária municipal da Agricultura de Braga:

Secretário: Jair de Abreu


Endereço: Avenida Mal. Floriano Peixoto, 602 – CEP. 98560-000 – Braga/RS.

Secretária municipal da Agricultura e Meio Ambiente de Campo Novo:

Secretário: Claudio Airton Solano



FEPAM – Fundação Estadual de Proteção Ambiental Henrique Luiz Roessler:

Presidente: Regina Telli

Endereço: Rua Carlos Chagas, 55 – 5º andar – Centro – CEP. 90030-020 – Porto Alegre/RS.








42

III – Fórum Brasileiro de ONG’s e Movimentos Sociais para o Meio Ambiente e Desenvolvimento –

http://www.fboms.org.br;

Fórum Brasileiro de ONGs e Movimentos Sociais para o Meio Ambiente e o

Desenvolvimento:

Gerente Executiva: Esther Neuhaus


Endereço: SCS – Quadra 08 – Bloco B-50 – Edifício Venâncio 2000 – Sala 105 – CEP. 70333-

900 – Brasilia - DF.

IV – Associações comunitárias cujas finalidades guardem relação direta e indireta com a atividade de

projeto;

ASCAR - Associação Sulina de Crédito e Assistência Rural:

Endereço: Avenida Mal Floriano Peixoto, 182 – CEP. 98560-000 – Braga/RS.

Associação Comercial Industrial de Campo Novo:

Presidente: Leandro Rodrigo Machado Dorneles


Endereço: Avenida Getúlio Vargas, 548 – Centro – CEP. 98570-000 – Campo Novo - RS.

V – Ministério Público estadual do estado envolvido;

Ministério Público do Estado do Rio Grande do Sul:

Centro de Apoio Operacional de Defesa do Meio Ambiente

Coordenador: Dr. Júlio Alfredo de Almeida


Endereço: Avenida Aureliano de Figueiredo Pinto, 80 – 10º andar – Torre Norte – Praia de Belas

– CEP. 90050-190 – Porto Alegre/RS.

VI – Ministério Público Federal.

Ministério Público Federal:

Setor: 4ª Câmara - Meio Ambiente e Patrimônio Cultural

Coordenadora: Subprocuradora geral da República Sandra Cureau


Endereço: SAF Sul Quadra 4 – conjunto C – CEP. 70050-900 – Brasília/DF.

Os convites de comentários encaminhados para os atores envolvidos, interessados e/ou afetados elencados

acima deverão:

I – conter nome e tipo da atividade de projeto no âmbito do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo,

conforme consta no Documento de Concepção de Projeto – DCP;

II – informar endereço eletrônico específico de sítio internet onde poderá ser obtido cópias, em português,

da última versão disponível do documento de concepção de projeto em questão, bem como da descrição

da contribuição da atividade de projeto no âmbito do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo ao

desenvolvimento sustentável, conforme Anexo III da Resolução no 1 desta Comissão, garantindo que este

sítio permaneça acessível até, no mínimo, o término do processo de registro da atividade de projeto no

Conselho Executivo do MDL; e

III – fornecer endereço para que os atores que não possuam acesso à internet possam solicitar ao

proponente de projeto, por escrito e em tempo hábil, cópia impressa da documentação mencionada.

As partes interessadas acima foram convidadas a apresentar suas preocupações e fornecer comentários

sobre a atividade de projeto durante o período de 15 dias após o recebimento da carta-convite.

http://www.fboms.org.br/




http://www.mp.sc.gov.br/portal/site/portal/portal_detalhe.asp?campo=2181&secao_id=9







43

Os convites foram enviados aos atores pela BioGerar na data de 11/12/2009 e os seguintes documentos

foram disponibilizados no seguinte sítio http://www.cesbe.com.br/projetomarcobaldo para a consulta do

público:

Documento de Concepção de Projeto – DCP;

Anexo III (relacionado à Resolução no 1 da CIMGC).

E.2. Sumário dos comentários recebidos:

>> Até a presente data, nenhum comentário foi recebido. Caso haja comentários durante o processo de

validação, os mesmos serão considerados.

E.3. Relatório de como foram considerados os comentários recebidos:

>> Não aplicável em razão de até a presente data, nenhum comentário foi recebido.

http://www.cesbe.com.br/projetomarcobaldo



44

Anexo 1

INFORMAÇÕES DE CONTATO DOS PARTICIPANTES DA ATIVIDADE DE PROJETO

Organização: CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos

Rua/Caixa postal: Rua João Negrão 2226

Cidade: Curitiba

Estado/Região: Paraná/região sul do Brasil

CEP: 80.230-150

País: Brasil

Telefone: +55 41 3330-4700

FAX: +55 41 3332-4755

Email: [email protected]

URL: http://www.cesbe.com.br

Representado por: Sr. Gilberto Luiz Caviglia

Título: Diretor

Saudação: Sr.

Sobrenome: Caviglia

Nome do meio: Luiz

Primeiro nome: Gilberto

Departamento: Departamento de Geração

Telefone: +55 41 3330-4700

FAX: +55 41 3332-4755

e-mail pessoal: [email protected]

Organização: BioGerar Cogeração de Energia Ltda

Rua/Caixa postal: Rua Batista do Carmo 61

Cidade: São Paulo

Estado/Região: São Paulo/região Sudeste do Brasil

CEP: 01535-020

País: Brasil

Telefone: +55 11 5073-1034

FAX: +55 11 5073-1034

Email: [email protected]

URL: http://www.biogerar.com.br

Representado por: Sr. Luis Proença

Título: Diretor

Saudação: Sr.

Sobrenome: Proença

Primeiro nome: Luis

Departamento: Energias Renováveis

Celular: +55 11 8369-7238

e-mail pessoal: [email protected]


http://www.cesbe.com.br/



http://www.biogerar.com.br/




45

Anexo 2

INFORMAÇÕES RELACIONADAS A FINANCIAMENTOS PÚBLICOS

Não foi utilizado financiamento público para este projeto.



46

Anexo 3

INFORMAÇÃO DE LINHA DE BASE

Os fatores de emissão de CO2 calculados de acordo com a ferramenta metodológica “Tool to calculate the

emission factor for an electricity system” aprovada pelo Conselho Executivo do MDL têm como objetivo

estimar a contribuição, em termos de redução de emissões de CO2, de um projeto de MDL que gere

eletricidade para a rede. Resumidamente, o fator de emissão do sistema interligado para fins de MDL é

uma combinação do fator de emissão da margem de operação, que reflete a intensidade das emissões de

CO2 da energia despachada na margem, com o fator de emissão da margem de construção, que reflete a

intensidade das emissões de CO2 das últimas usinas construídas. É um algoritmo amplamente utilizado

para quantificar a contribuição futura de uma usina que vai gerar energia elétrica para a rede em termos

de redução de emissões de CO2 em relação a um cenário de base. Esse fator serve para quantificar a

emissão que está sendo deslocada na margem. A sua utilidade está associada a projetos de MDL e se

aplica, exclusivamente, para estimar as reduções certificadas de emissões (RCEs) dos projetos de MDL.

Conforme delineação da Autoridade Nacional Designada, os fatores de emissão de CO2 da margem de

construção e da margem de operação publicados estão demonstrados no quadro abaixo. Foi utilizado o

ano base de 2008 para fins de cálculo do fator de emissão da margem combinada, que são os dados mais

recentes divulgados pela Comissão Interministerial de Mudanças Globais do Clima.

MARGEM DE CONSTRUÇÃO

Fator de Emissão Médio (tCO2/MWh) - ANUAL

2008 0,1458 Tabela 23 – Fator de emissão anual de CO2 da margem de construção (fonte: MCT)

MARGEM DE OPERAÇÃO

Fator de Emissão Médio (tCO2/MWh) - MENSAL

2008 MÊS

Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro

0,5727 0,6253 0,5794 0,4529 0,4579 0,5180 0,4369 0,4258 0,4102 0,4369 0,3343 0,4686 Tabela 24 – Fator de emissão mensal de CO2 da margem de operação (fonte: MCT)

O Fator de emissão de CO2 da margem de operação anual em tCO2e/MWh médios é:

MWhetCO

EF

EF

dezembro

janeirom

mOMgrid

yOMgrid /4766,012

2

,,

,,

Conforme descrito na seção B.6.1, Passo 6, segue abaixo o cálculo do fator de emissão da margem de

construção expresso em tCO2e/MWh médios, segundo a equação 5 abaixo:

BMyBMgridOMyOMgridyCMgrid wEFwEFEF ** ,,,,,, (5)

Onde:

MWhetCOEF yOMgrid /4766,0 2,,



47

MWhetCOEF yBMgrid /1458,0 2,,

5,0OMw

5,0BMw

Utilizando os valores acima na equação 5, temos que o fator de emissão de CO2 da margem de construção

é:

MWhetCOEF yCMgrid /3112,05,0*1458,05,0*4766,0 2,,

Segue na equação (2) da seção B.6.1, expressa abaixo, o cálculo da quantidade de eletricidade líquida

( yPJEG , ) gerada pela atividade de projeto e despachada para a rede:

)(,, historicalhistoricalyfacilityyPJ EGEGEG (2)

Calculando yfacilityEG ,

De acordo com a seção A.4.3, tabela 5, temos que a atividade de projeto proposta irá produzir eletricidade

na quantidade de 9,345 MW médios e considerando uma parada de 12 dias para manutenção e

automação, temos que as horas de operação durante o ano é de 8.760 horas por ano, descontados os 12

dias de manutenção e automação, dando um total de operação durante o ano de 8.470,92 horas por ano.

As horas de operação anual da atividade de projeto proposta são de 8.470,92 horas. Portanto a

quantidade de eletricidade gerada fornecida pelo projeto para a rede no ano y é:

anoMWhEG yfacility /75,160.7992,470.8*345,9,

Utilizando os valores acima na equação 2(dois), temos que a quantidade de eletricidade líquida ( yPJEG , )

gerada pela atividade de projeto e despachada para a rede é:

)(,, historicalhistoricalyfacilityyPJ EGEGEG

Como o projeto trata-se da implementação de uma nova pequena central hidrelétrica, temos que:

0historicalEG

0historical

Portanto, substituindo os valore acima na equação 2(dois), temos que:

anoMWhEG yPJ /75,160.79)0(75,160.79,



48

De acordo com a seção 6.1, equação (1), segue os cálculos de linha de base da atividade de projeto

proposta:

yCMgridyPJy EFEGBE ,,, * (1)

Conforme calculado acima, temos que:

anoMWhEG yPJ /75,160.79,

MWhetCOEF yCMgrid /3112,0 2,,

Portanto anoetCOBE y /82,634.243112,0*75,160.79 2 .

OBS: No entanto devido a diferença de horas por mês e de fatores de emissão de CO2 da margem

combinada nos meses que compõem o ano, divulgados pela AND, temos uma redução de emissão de

24.475,54 tCO2e/ano. Nesta atividade de projeto será utilizado o cenário mais conservador e,

portanto será utilizado o valor de 24.475,54 tCO2e/ano.



49

Anexo 4

INFORMAÇÕES DE MONITORAMENTO

O monitoramento da atividade de projeto proposta se dará por um subsistema de supervisão que permite a

monitoração dos sinais analógicos e digitais vitais da PCH, com leitura remota via interface de rede

Ethernet, operação dos equipamentos envolvidos (disjuntores, seccionadoras, motores, bombas, turbinas,

geradores e etc.), registros e relatórios gerenciais no computador de comando e supervisão do subsistema.

Prevêem-se as seguintes telas geradas no sistema de supervisão:

a) Diagrama esquemático do fluxo hidráulico por unidade geradora;

b) Diagrama do fluxo dos sistemas auxiliares mecânicos por unidade geradora;

c) Diagrama unifilar do circuito elétrico da planta;

d) Diagrama unifilar de serviços auxiliares em corrente contínua e alternada;

e) Supervisão da instrumentação da turbina, do gerador, dos níveis de montante e jusante, das

bombas de drenagem, de esgotamento e de água de serviço;

f) Supervisão dos equipamentos do sistema digital (Controladores Lógico Programáveis, remotas e

LAN);

g) Função de alarme visual e sonoro;

h) Elaboração, apresentação e arquivo de relatórios gerenciais (níveis de montante e jusante, energia

elétrica gerada, interrupções programadas e forçadas, entre outras).

Os relatórios gerenciais com as informações descritas na seção B.7.2, serão arquivadas eletronicamente e

farão parte deste programa de monitoramento, sendo que os relatórios serão apresentados para a Entidade

Operacional Designada no momento da verificação do monitoramento do projeto.



50

Anexo 5

BIBLIOGRAFIA

1) http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=15&idPerfil=2 – Banco de Informação de Geração da

ANEEL.

2) Institucional da CESBE S.A. Engenharia e Empreendimentos.

3) http://www.fepam.rs.gov.br/ – Fundação Estadual de Proteção Ambiental Henrique Luiz Roessler

(FEPAM).

4) Atlas de Energia Elétrica do Brasil – 3º edição – ANEEL.

5) http://www.ons.org.br/home/ - Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

6) http://www.eletrobras.com/elb/main.asp - Eletrobrás.

7) http://www.ccee.org.br/cceeinterdsm/v/index.jsp?vgnextoid=2e09a5c1de88a010VgnVCM100000

aa01a8c0RCRD – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

8) Cálculo Financeiro das Tesourarias – 2º edição (atualizada, revisada e ampliada) – Livro Texto

para MBA – Finanças – Coordenação: José Roberto Securato.

9) http://www.bcb.gov.br/ - Banco Central do Brasil.

10) Projeto Básico Consolidado – MEK Engenharia e Consultoria Ltda.

11) Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica – (2006 – 2015) – Ministério de Minas e Energia

(MME).

12) ACM002 – versão 10 – Metodologia consolidada e aprovada de linha de base e monitoramento

para geração de eletricidade conectada a rede a partir de fontes renováveis (fonte: Convenção

Quadro das Nações Unidas sobre Mudanças do Clima).

13) Ferramentas metodológicas descritas na seção B.1. – fonte: Convenção Quadro das Nações

Unidas sobre Mudanças do Clima.

http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=15&idPerfil=2

http://www.fepam.rs.gov.br/

http://www.ons.org.br/home/

http://www.eletrobras.com/elb/main.asp

http://www.ccee.org.br/cceeinterdsm/v/index.jsp?vgnextoid=2e09a5c1de88a010VgnVCM100000aa01a8c0RCRD

http://www.ccee.org.br/cceeinterdsm/v/index.jsp?vgnextoid=2e09a5c1de88a010VgnVCM100000aa01a8c0RCRD

http://www.bcb.gov.br/

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Projeto PCH Marco Baldo de Redução de Emissão de Gases de ... · Projeto PCH Marco Baldo de Redução de Emissão de Gases de Efeito Estufa (MDL-DCP). (Versão 03.2). Documento