MDL Conselho Executivo Página 1

Transcrição

1 MDL Conselho Executivo Página 1 MECANISMO DE DESENVOLVIMENTO LIMPO FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO (MDL-DCP) Versão 03 em vigor a partir de: 28 de Julho de 2006 Conteúdo A. Descrição geral da atividade do projeto B. Aplicação de uma metodologia de linha de base e de monitoramento C. Duração da atividade do projeto/ período de créditos D. Impactos Ambientais E. Comentários das partes interessadas Anexos Anexo 1: Informações de contato dos participantes na atividade do projeto Anexo 2: Informações relativas a financiamento publico Anexo 3: Informação de linha de base Anexo 4: Plano de Monitoramento

2 MDL Conselho Executivo Página 2 SEÇÃO A. Descrição geral da atividade do projeto A.1 Título da atividade do projeto: Projeto de MDL Corredor dos Senandes Número da versão do DCP: 01 Data: 30/11/2011 A.2. Descrição da atividade do projeto: O Projeto de MDL Corredor dos Senandes consiste na implantação e operação das Centrais Geradoras Eólicas (CGEs) Corredor dos Senandes II, Corredor dos Senandes III, Corredor dos Senandes IV e Vento Aragano I. As quatro CGEs que compõe o Projeto Corredor dos Senandes possuem um total de 116,9 MW de potência instalada. Os empreendimentos fornecerão energia limpa ao Sistema Interligado Nacional (SIN) Brasileiro e estão localizados na cidade de Rio Grande, no estado do Rio Grande do Sul, região Sul do Brasil. O Ministério de Minas e Energia 1, através do Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica , projeta para os próximos 10 anos um aumento na demanda de energia no país de aproximadamente 52,22%. Segundo a ANEEL 2, (Agência Nacional de Energia Elétrica), apesar do elevado potencial de desenvolvimento, centrais eólicas representam apenas 1,09% em termos de potência instalada do país. Diante desse contexto, objetivo principal das Centrais Geradoras Eólicas Corredor dos Senandes II, III, IV e Vento Aragano I é ajudar a atender à crescente demanda de energia no Brasil, proveniente do crescimento econômico e populacional do país, fornecendo energia limpa e renovável, contribuindo, assim, para a sustentabilidade ambiental, social e econômica do país. Além do benefício da contribuição à diversificação da matriz energética brasileira, o Projeto Corredor dos Senandes promove o desenvolvimento em bases sustentáveis na medida em que: Reduz as emissões de gases do efeito estufa (CO 2 ) da matriz energética brasileira; Possibilita que os proprietários das terras continuem utilizando a área onde serão implantadas as centrais geradoras eólicas para atividades já anteriormente estabelecidas no local do empreendimento; Provoca uma maior movimentação econômica na região e proporciona o aumento de receita para o governo local, através dos impostos, contribuindo também para a geração de empregos e para o uso de serviços locais. Essa movimentação econômica criada a partir da implantação do projeto provocará um acréscimo de capital disponível na região que pode ser traduzido em investimentos na melhoria da infra-estrutura, da capacidade produtiva e da cobertura de necessidades básicas da população, promovendo um ciclo virtuoso na economia local; Proporciona através de alta relação entre capital investido e mão-de-obra envolvida na operação da planta, um impacto econômico significativo na região, com efeitos mínimos sobre a infraestrutura estadual e local; 1 Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica Página 34, tabela 20. Disponível em: Acessado em: 28/10/ Fonte: Agência Nacional de Energia Elétrica, ANEEL. Disponível em Acesso em: 24/11/2011.

3 MDL Conselho Executivo Página 3 O desenvolvimento do projeto requer capacitação da mão- de -obra e assessoria de prestadores de serviço da região. Promove-se assim a economia do setor de serviços, o que contribui mais uma vez para a geração de empregos, arrecadação de impostos e crescimento da economia regional; Constitui uma importante alternativa complementar ao Sistema Interligado Nacional (SIN), uma vez que a maior proporção de geração de energia do país está atrelada a centrais hidroelétricas suscetíveis a perda de capacidade de geração em períodos de seca. A atividade do Projeto Corredor dos Senandes reduzirá as emissões de gases de efeito estufa (GEEs), evitando a geração de eletricidade via fontes de combustíveis fósseis. O fornecimento de eletricidade limpa e renovável trará uma contribuição importante à sustentabilidade ambiental, reduzindo as emissões de dióxido de carbono que ocorreriam na ausência do projeto. O cenário de linha de base é o mesmo que existia antes do início da implementação da atividade do projeto, ou seja, a eletricidade que será entregue à rede teria sido gerada pela operação de usinas conectadas à rede e pela adição de novas fontes de geração, conforme refletido na margem combinada, calculada de acordo com a Ferramenta para cálculo do fator de emissão para um sistema elétrico. A.3. Participantes do Projeto: As empresas OEA Eólica Corredor do Senandes 2 Ltda., OEA Eólica Corredor do Senandes III Ltda, OEA Eólica Corredor do Senandes IV Ltda e OEA Eólica Vento Aragano I Ltda são Sociedades de Propósito Específico (SPEs) criadas para implantar e operar as CGEs Corredor dos Senandes II, III, IV e Vento Aragano I. As quatro SPEs são controladas pela Odebrecht Energias Alternativas. A Odebrecht é uma organização de origem brasileira, com presença nos principais projetos de infra estrututa do cenário nacional, tendo atuação destacada nos setores de energia, engenharia industrial, infraestrutura, óleo e gás, realizações imobiliarias, etanol e açucar, química, petroquímica, transporte e logística, tecnologia e meio ambiente. A Enerbio Consultoria Ltda - ME também é participante do projeto e assessora os demais participantes na elaboração do projeto de MDL, bem como no monitoramento das RCEs a serem gerados pelos empreendimentos. A tabela abaixo apresenta as partes e entidades envolvidas no Projeto Corredor dos Senandes. Nome da parte envolvida (*) (o anfitrião indica a parte anfitriã): Brasil (anfitrião) Tabela 01: Partes e entidades públicas/privadas envolvidas na atividade. Entidade(s) privada(s) e/ou pública(s) participantes do projeto (se for o caso): Entidade privada: OEA Eólica Corredor do Senandes 2 Ltda. Entidade privada: OEA Eólica Corredor do Senandes III Ltda. Entidade privada: OEA Eólica Corredor do Senandes IV Ltda. Por gentileza, indique se a parte envolvida deseja ser considerada como participante do projeto (Sim/Não): Entidade privada: OEA Eólica Vento Aragano I Ltda. Entidade privada: Enerbio Consultoria Ltda. - ME (*) 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). Não

4 MDL Conselho Executivo Página 4 As informações detalhadas para contato com a(s) parte(s) e com as entidades públicas/privadas envolvidas na atividade de projeto estão relacionadas no Anexo 1. A.4. Descrição técnica da atividade do projeto: A.4.1. Localização da atividade do projeto: A Parte(s) anfitriã(s): Brasil. A Região/Estado/Província, etc.: Região: Sul do Brasil Estado: Rio Grande do Sul A Cidade/Município/Comunidade, etc.: Município de Rio Grande A Detalhes da localização física, inclusive as informações que permitem a identificação exclusiva desta(s) atividade(s) de projeto : As Centrais Geradoras Eólicas Corredor do Senandes II, III, IV e Vento Aragano I estão localizadas na cidade de Rio Grande, cerca de 313 Km de Porto Alegre, capital do Rio Grande do Sul. A Figura 1 apresenta detalhes mais específicos da localização. Figura 1: Localização do Empreendimento As coordenadas geográficas 3 da poligonal onde as Centrais Geradoras Eólicas estão localizadas são apresentadas a seguir. 3 Conforme a Licença Prévia de Instalação do empreendimento. Disponível em

5 MDL Conselho Executivo Página 5 Tabela 02: Localização das CGEs Corredor dos Senandes II, III, IV e Vento Aragano I CGE Corredor dos CGE Corredor dos CGE Corredor dos CGE Vento Aragano I Senandes II Senandes III Senandes IV Ponto Latitude Longitude Ponto Latitude Longitude Ponto Latitude Longitude Ponto Latitude Longitude 1-32, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , A.4.2. Categoria(s) da atividade do projeto: Escopo Setorial 1 Indústrias de Energia (Fonte Renovável de Energia) A.4.3. Tecnologia a ser empregada pela atividade do projeto: 7-32, , , , , , , , , , , , As CGEs Corredor dos Senandes II, III, IV e Vento Aragano I utilizarão o potencial eólico da região para gerar eletricidade com uma potência instalada de 116,9 MW. A área destinada à implantação das usinas encontra-se entre as melhores áreas de vento do estado do Rio Grande do Sul, conforme informações disponíveis no Atlas Eólico do Rio Grande do Sul 4 (SEMC ) e Atlas do Potencial Eólico Brasileiro 5 (MME ELETROBRÁS 2001). Existe, de acordo com a ANEEL, o seguinte número de empreendimentos de geração de energia em operação no Brasil. Tabela 3: Empreendimentos em operação no Brasil, segundo ANEEL 6, Tipo Quantidade Potência Fiscalizada (kw) Potência Fiscalizada (%) CGH ,18 EOL ,09 PCH ,28 UFV UHE ,19 UTE ,53 UTN ,73 Total Atlas Eólico: Rio Grande do Sul Disponpivel em: 5 Atlas do Potencial Eólico Brasileiro Disponpivel em: pdf 6 Fonte: Agência Nacional de Energia Elétrica, ANEEL. Disponível em Acesso em: 24/11/2011.

6 MDL Conselho Executivo Página 6 CGH: Central Geradora Hidrelétrica (Potência Instalada menor que 1 MW) PCH: Pequena Central Hidrelétrica (Potência Instalada maior que 1 MW e menor que 30 MW) UHE: Usina Hidrelétrica de Energia (Potência Instalada maior que 30 MW) UTE: Usina Termelétrica de Energia EOL: Central Geradora Eólica UFV: Usina Fotovoltaica UNT: Usina Termonuclear A tabela demonstra que existem apenas 64 Usinas Eólicas em operação no Brasil, as quais correspondem a apenas 1,09% da capacidade energética instalada do país. A tabela a seguir apresenta os principais parâmetros técnicos das CGEs Corredor dos Senandes II, III, IV e Vento Aragano I. Tabela 04: Características Técnicas das CGEs Corredor dos Senandes II, III, IV e Vento Aragano I 1. Dados Energéticos Potência Instalada Carecterísticas Técnicas 116,9 MW Fator de Capacidade 43,10% Energia Líquida Aerogeradores Modelo ECO 86 Capacidade Nominal 1,67 MW Unidades 70 Diamêtro do Rotor 86 Altura do Cubo Área varrida pelo rotor m² Sistema de Controle de Energia Faixa de velocidade do rotor 3. Geradores 95m Velocidade variável e pitch control 10,5 rpm 17,21 rpm N De unidades 70 Capacidade Nominal Faixa de velocidade operacional Faixa de voltagem nominal Sistema de Resfriamento kw rpm 690 V ar As CGEs Corredor dos Senandes II, III, IV e Vento Aragano I possuem uma potência unitária de 25,05 MW, 30,06 MW, 30,06 MW e 31,73 MW, respectivamente. A organização espacial dos aerogeradores é resultado das exigências de espaçamento entre as máquinas, a infra-estrutura existente (estradas, linhas de transmissão, residências, áreas de preservação permanentes, etc.) e dos regimes ambientais e das condições de vento no sítio. O Projeto Corredor dos Senandes contará com dois medidores de energia, que estarão situados na Subestação de Quinta, de propriedade da Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE. Um medidor é o principal, que fará o registro da energia líquida gerada pela atividade de projeto e outro medidor de retaguarda, serve como back up para o caso de falhas no medidor principal. Em 18 de agosto de 2011, os proprietários do projeto comercializaram por 20 anos a energia a ser

7 MDL Conselho Executivo Página 7 fornecida pela CGEs Corredor dos Senandes II, III, IV e Vento Aragano I no leilão de Fontes Alternativas 03/2011, organizado pelo Ministério de Minas e Energia do Brasil. Para participar desse leilão, os proprietários do projeto deveriam apresentar estudos de certificação de vento que serviriam de referência para a determinação, pelo Ministério de Minas e Energia, da energia que poderia ser comercializada pelos empreendedores. Naquele momento, os empreendedores negociavam com potenciais fornecedores de aerogeradores, ainda sem uma definição de qual empresa seria a responsável por fornecer as turbinas eólicas do projeto. Contudo, os estudos prévios apontavam para uma potência instalada de 104,4 MW. Assim, o Ministério de Minas e Energia calculou a garantia física das CGEs Corredor dos Senandes II, III, IV e Vento Aragano I. Considerando esses estudos prévios, chegou-se a um fator de capacidade de 48,37%, determinando uma garantia física de 50,5 MW. Os empreendedores participaram do leilão de fontes alternativas e comercializaram a garantia física determinada pelo Ministério de Minas e Energia (50,5 MW). Contudo, mesmo após a efetivação do leilão e da venda de energia, as negociações com potenciais fornecedores continuaram. Em 2011, os proprietários do projeto decidiram implementar as Centrais Geradoras Eólicas com a fornecedora dos aerogeradores ALSTOM. A partir das características técnicas desses aerogeradores, o Complexo Eólico Corredor dos Senandes passou a ter uma potência instala de 116,9 MW e um fator de capacidade de 43,1%. De acordo com o Guia para reporte e validação do fator de capacidade, versão 1 : o fator de capacidade da atividade de projeto de MDL deve ser definido ex-ante, conforme uma das opções a seguir: a) O fator de capacidade fornecido para o banco e/ou outros agentes, para a concessão de financiamentos, ou durante solicitação de aprovação pelo governo; b) O fator de capacidade determinado por uma terceira parte contratada pelos participantes do projeto (ex. Empresa de Engenharia). Esse fator de capacidade (43,1%) atende ao item b do Guia para reporte e validação do fator de capacidade, pois ele foi calculado através de uma empresa de engenharia de terceira parte (MML Energia Elétrica Ltda), contratada pelos participantes do projeto. As características técnicas das CGEs Corredor dos Senandes II, III, IV e Vento Aragano I apresentadas nesse Documento de Concepção de Projeto estão adequadas à real configuração técnica que será implantada no local da atividade de projeto. Para efeitos de projeção de redução de emissões, foi considerado o fator de capacidade de 43,1% que fornece uma geração média de 50,38 MWh, sendo conservador em relação ao projeto inicial. Para efeitos de análise financeira, foi considerada a energia comercializada no leilão (50,5 MWh). Por ser um valor um pouco maior que o fator de capacidade real da planta, considerou-se essa premissa, levando em consideração o princípio do conservadorismo para efeitos de análise de adicionalidade no MDL. O cenário de linha de base, segundo a metodologia ACM0002, versão , é o seguinte: A eletricidade fornecida à rede pelo projeto teria sido gerada, do contrário, por usinas de energia conectadas à rede e pelo acréscimo de novas fontes geradoras, conforme refletido nos cálculos da margem combinada, descritos na Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema de eletricidade.

8 MDL Conselho Executivo Página 8 O cenário de linha de base é o mesmo cenário que existia antes do início da implementação da atividade do projeto e o CO 2 é o gás de efeito estufa envolvido na atividade do projeto. A.4.4 Total estimado de reduções nas emissões durante o período de créditos escolhido: A implementação das CGEs Corredor dos Senandes II, III, IV e Vento Aragano I interligado à rede elétrica brasileira gerará uma redução média anual estimada de tco 2 e e uma redução total de tco 2 e durante o primeiro período de crédito, de 7 (sete) anos, descritos na tabela abaixo: Tabela 05: Estimativa de redução de emissões do Projeto Corredor dos Senandes Anos Estimativa Anual de Reduções de Emissão em toneladas de CO 2 e Total de Reduções Estimadas (tco 2 e) Número total de anos de Crédito 7 Média anual das reduções estimadas (tco 2 e) durante período de crédito Notas: As projeções de EG y e EG baseline foram realizadas assumindo a operação da usina durante horas por ano; A geração de energia está projetada de acordo com o fator de capacidade das centrais geradoras eólicas. A projeção assumiu 01 de julho de 2014 como data de início do período de creditação que é a data projetada para início de operação das CGEs Corredor do Senandes II, III, IV e Vento Aragano I, de acordo com Cronograma Físico de Implantação do Empreendimento. A.4.5. Financiamento público da atividade de projeto: Nenhum financiamento público foi solicitado por partes envolvidas do anexo I para as atividades do projeto de MDL.

9 MDL Conselho Executivo Página 9 SEÇÃO B. Aplicação de uma metodologia de linha de base e de monitoramento B.1. Título e referência da metodologia de linha de base aprovada e do monitoramento aplicados a atividades do projeto: Metodologia consolidada aprovada de linha de base e monitoramento ACM0002, versão Metodologia de linha de base consolidada para geração de eletricidade conectada à rede a partir de fontes renováveis 7. Ferramenta para Demonstração de Avaliação de Adicionalidade, versão Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema de eletricidade, versão B.2 Justificativa da escolha da metodologia e porque ela se aplica à atividade do projeto: A metodologia consolidada ACM0002, versão , é aplicável ao Projeto de MDL Corredor dos Senandes, porque os empreendimentos do projeto são usinas de geração de energia renovável conectada à rede que serão instaladas em um local onde nenhuma planta de energia renovável era operada antes da implementação da atividade do projeto. Além disso, a atividade do projeto não envolve adição de capacidade ou reformas de usinas existentes, nem substituição de usinas existentes. O projeto é formado por usinas eólicas (portanto não é nem usina a biomassa, nem empreendimento hidrelétrico com densidade de energia menor que 4W/m 2 ) e não envolve substituição de combustíveis fósseis por energia renovável no local da atividade do projeto. Dessa forma, a metodologia ACM0002, versão , pode ser aplicada ao Projeto Corredor dos Senandes porque as CGEs Corredor dos Senandes II, III, IV e Vento Aragano I são novas plantas/usinas de energia elétrica por fonte eólica. B.3. Descrição das fontes e gases inclusos nos limites do projeto: O Sistema Interligado Nacional será considerado como o sistema elétrico do projeto. O Sistema Interligado Nacional Brasileiro (SIN) é gerenciado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), o qual é responsável por todas as atividades relativas ao planejamento da operação. O ONS tradicionalmente subdivide o Sistema Interligado Nacional em quatro Subsistemas interconectados entre si: o Subsistema Sul, o Subsistema Centro-Oeste/Sudeste, o Subsistema Norte e o Subsistema Nordeste. Esses Subsistemas guardam relação com as regiões geográficas brasileiras: Região Sul, Regiões Centro Oeste/Sudeste, Região Norte e Região Nordeste, respectivamente. Em função da real disponibilidade de oferta e do comportamento de consumo em cada região, o ONS estabelece políticas de intercâmbio inter-regionais de energia, além de medidas excepcionais de despacho de geração térmica, caso os níveis de armazenamento de água venham a se reduzir significativamente e tendam a violar as curvas de segurança. Essas condições são monitoradas permanentemente e divulgadas aos agentes do setor elétrico. Segundo a metodologia ACM0002, versão , a extensão espacial do limite do projeto inclui os projetos de plantas de energia e todas as plantas energéticas conectadas fisicamente ao sistema de 7 Para mais informações sobre as metodologias utilizadas, consulte:

10 MDL Conselho Executivo Página 10 eletricidade a que a usina do projeto de MDL está conectado. As CGEs Corredor dos Senandes II, III, IV e Vento Aragano I serão conectadas ao Sistema Interligado Nacional (SIN). Segue abaixo, o diagrama com os limites do projeto. VENTO Subestação Subestação Medidores pra mensurar a Energia Líquida Entregue à Rede Variável Monitorada (EGfacility, y) Energia Líquida Sistema Interligado Nacional (SIN) Emissões de Linha de Base Variáveis Monitoradas Emissões de CO2 refletindo a margem combinada do SIN (EFgrid, CM, y) Sistema Interligado Nacional (SIN) + Energia Líquida da Central Eólica Variáveis Monitoradas Redução de Emissão (ERy) = (EGfacility, y) x (EFgrid, CM, y) Os gases do efeito estufa e as fontes de emissão incluídas ou excluídas do limite do projeto estão apresentados na tabela abaixo. Linha de Base Atividade do projeto Tabela 06: Gases do efeito estufa envolvidos na atividade do projeto Fonte Gas Incluido? Justificativa / Explanação Emissão de CO 2 proveniente da geração de CO 2 Sim Principal fonte de emissão eletricidade a partir de plantas de energia a combustível fóssil que é deslocada em razão da CH 4 Não Fonte de emissão secundária atividade de projeto. N 2 0 Não Fonte de emissão secundária Não aplicável a esta CO 2 Não atividade de projeto. Para as usinas geotérmicas as emissões fugitivas Não aplicável a esta de CH 4 e CO 2 dos gases não condensáveis estão CH 4 Não atividade de projeto. contidas no vapor geotérmico. Não aplicável a esta N 2 0 Não atividade de projeto. Não aplicável a esta CO 2 Não atividade de projeto. Emissões de CO 2 provenientes da queima de Não aplicável a esta combustíveis fósseis para geração de energia CH 4 Não atividade de projeto. elétrica em usina solar, térmica e geotérmica Não aplicável a esta N 2 0 Não atividade de projeto. Não aplicável a esta CO 2 Não atividade de projeto. Para usinas hidroelétricas, as emissões de CH 4 Não aplicável a esta CH do reservatório. 4 Não atividade de projeto. Não aplicável a esta N 2 0 Não atividade de projeto. * De acordo com a ACM0002, versão , as Usinas Eólicas são atividades de projeto que não proporcionam emissões de GEEs.

11 MDL Conselho Executivo Página 11 B.4. Descrição de como o cenário de linha de base é identificado e descrição do cenário de linha de base identificado: Na ausência da atividade do projeto, a energia limpa gerada pelo Projeto Corredor dos Senandes despachada ao Sistema Interligado Nacional (SIN) brasileiro, teria sido gerada por usinas de energia conectadas à rede e pelo acréscimo de novas fontes geradoras ao Sistema Interligado Nacional. De acordo com a metodologia ACM0002, versão , se a atividade do projeto é a instalação de uma nova planta de energia renovável conectada à rede, o cenário de linha de base é o seguinte: A eletricidade fornecida à rede pelo projeto teria sido gerada, do contrário, por usinas de energia conectadas à rede e pelo acréscimo de novas fontes geradoras, conforme refletido nos cálculos da margem combinada, descritos na Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema de eletricidade. O cenário de linha de base apresentado pela metodologia ACM0002, versão , é perfeitamente aplicável ao Projeto Corredor dos Senandes. Os fatores de emissão da margem combinada do Sistema Interligado Nacional serão calculados de acordo com a ferramenta metodológica Tool to calculate the emission factor for an electricity system aprovada pelo Conselho Executivo do MDL. Os fatores de emissão de CO 2 para a geração de energia elétrica verificados no Sistema Interligado Nacional (SIN) do Brasil, necessários para o cálculo da margem combinada (CM), são calculados a partir dos registros de geração das usinas despachadas centralizadamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). A Autoridade Nacional Designada (AND) Brasileira calcula e publica os fatores de emissão de geração de energia elétrica para o Sistema Interligado Nacional baseando-se nos dados fornecidos pelo ONS e conforme a Tool to calculate the emission factor for an electricity system. Caso esses dados deixem de ser publicados, poderão ser calculados pelos participantes do projeto. Serão, então, utilizados para cálculo das reduções de emissões os fatores de emissão da margem combinada do Sistema Interligado Nacional. 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 (avaliação e demonstração de adicionalidade): Esse item está elaborado com base na Ferramenta para a Demonstração e Avaliação da Adicionalidade versão Essa ferramenta descreve alguns passos a serem seguidos para comprovar e avaliar a adicionalidade do projeto. A tabela a seguir apresenta a evolução do cronograma do empreendimento com as evidências de que o MDL foi seriamente considerado na decisão de prosseguir com a atividade do projeto. 8 Informações disponíveis em

12 MDL Conselho Executivo Página 12 Tabela 07: Timeline da atividade de projeto das CGEs Corredor dos Senandes II, III, IV e Vento Aragano I Data Tipo de Evidência Evidência/Referência 18/08/2011 Resultado do 4º leilão de Energia de Reserva. Nesta data, os Marco do Projeto/ empreendedores comercializaram a energia a ser produzida pelas Venda de Energia em Centrais Geradoras Eólicas Corredor dos Senandes II, III, IV e Vento Leilão Aragano I. 28/09/2011 Consideração do MDL Contrato firmado entre a Odebrecht Energias Alternativas e a Enerbio Consultoria Ltda - ME para o desenvolvimento do projeto de MDL. 03/10/2011 Consideração do MDL Carta de comunicação prévia enviada a UNFCCC para documentar a intenção de tornar as Centrais Geradoras Eólicas Corredor dos Senandes II, III, IV e Vento Aragano I um projeto de MDL. 03/10/2011 Consideração do MDL Comunicação à Secretaria Executiva da Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima AND Brasileira com a intenção de tornar as Centrais Geradoras Eólicas Corredor dos Senandes II, III, IV e Vento Aragano I um projeto de MDL. 05/10/2011 Marco do Projeto Habilitação dos empreendimentos que se sagraram vencedores no Leilão realizado para contratação de energia elétrica de reserva no Edital 03/ /10/2011 Marco do Projeto A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) homologa o Leilão 03/2011 e adjudica a outorga dos empreendimentos. Essa data configura o início da atividade do projeto e o momento da tomada de decisão de investimento. 15/05/2014 Marco de Projeto Início do período de comissionamento das CGEs Corredor do Senandes II, III, IV e Vento Aragano I, segundo o Cronograma Físico de Implantação dos Empreendimentos. 01/07/2014 Marco do Projeto Início da operação comercial das CGEs Corredor do Senandes II, III, IV e Vento Aragano I, segundo o Cronograma Físico de Implantação dos Empreendimentos. Os seguintes requisitos são necessários para a demonstração e avaliação da adicionalidade do projeto: Definição da data de início da atividade do projeto De acordo com o Glossary of CDM Terms, a data de início da atividade do projeto é a data mais cedo na qual a implementação, construção ou real ação da atividade do projeto começa que é comumente definida como a data na qual o participante do projeto se comprometeu a despesas significantes relacionadas à efetiva implementação ou contrução da atividade do projeto. Até o momento da finalização da elaboração do documento de concepção do projeto, os proprietários do projeto não haviam assinado contrato para fornecimento dos principais equipamentos (turbina e gerador) do empreendimento, nem para as obras civis necessárias. Contudo, a venda de energia dos empreendimentos no leilão acarretam aos proprietários do projeto uma série de obrigações relativas à implementação do projeto. Dessa forma, a partir do momento que os resultados do leilão são homologados, os empreendedores comprometem-se, de certa forma, a incorrer em despesas relativas ao projeto, visando à sua real implantação. Dessa maneira, a data de homologação do resultado do leilão (14/10/2011) configura o início da atividade do projeto. Passo 1. Identificação de alternativas à atividade de projeto de acordo com as leis e normas vigentes Sub-passo 1a. Definir alternativas à atividade de projeto:

13 MDL Conselho Executivo Página As alternativas realistas identificadas à atividade de projeto são: A atividade de projeto ser empreendida sem ser registrada como atividade de projeto de MDL; A continuidade da situação atual, com a eletricidade sendo gerada pela atual composição de geração do Sistema Interligado Nacional; Construção de novos empreendimentos de energia com potência instalada semelhante à potência das CGEs Corredor dos Senandes II, III, IV e Vento Aragano I. Sub-passo 1b. Conformidade com as leis e regulamentações: O modelo institucional do setor de energia elétrica brasileiro passou por duas grandes mudanças desde a década de 90. A primeira envolveu a privatização das companhias operadoras e teve início com a Lei n o 9.427, de dezembro de 1996, que instituiu a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e determinou que a exploração dos potenciais energéticos fosse concedida por meio concorrência ou leilão, em que o maior valor oferecido pela outorga (Uso do Bem Público) determinaria o vencedor. A segunda ocorreu em 2004, com a introdução do Novo Modelo do Setor Elétrico. Esse novo modelo instituiu dois ambientes para a celebração de contratos de compra e venda de energia: o Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e o Ambiente de Contratação Livre (ACL). O Ambiente de Contratação Regulada (também conhecido como mercado cativo de energia) está basedo em um mecanismo de leilões de energia para a expansão do fornecimento de energia do país. O governo organiza leilões anuais de contratos de longo prazo para entrega futura, visando atender à demanda das empresas distribuidoras de energia. Participam do Ambiente de Contratação Regulada, na parte compradora, apenas as distribuidoras. Os vendedores são as usinas geradoras que vendem energia conforme os critérios do leilão estabelecidos pelos agentes reguladores. O Ministério de Minas e Energia (MME) determina a data dos leilões, que são realizados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) e pela Câmara Comercializadora de Energia (CCEE). O início da entrega é previsto para ocorrer em um, três ou cinco anos após a data de realização do leilão (que são chamados, respectivamente, de A-1, A-3 e A-5). Nesses leilões são estabelecidos contratos de venda de energia de longo prazo, chamados Power Purchase Agreements (PPAs), que garantem a compra de energia por 20 ou 30 anos. Já no Ambiente de Contratação Livre (ACL), ou mercado livre de energia, vendedores e compradores negociam entre si as cláusulas dos contratos, como preço, prazo e condições de entrega. No mercado livre, os consumidores podem escolher seu fornecedor de energia, negociando livremente um conjunto de variáveis como prazo contratual, preços, variação do preço ao longo do tempo e serviços associados à comercialização. A inserção da energia eólica na matriz energética nacional vem acontecendo através de programas de incentivos. O primeiro incentivo foi a criação, em 2002, do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA). O PROINFA é um programa do Governo Federal que visa incentivar do ponto de vista financeiro, o desenvolvimento de empreendimentos que utilizam tecnologias de energia renovável, fornecendo condições diferenciadas de preço de energia e contratos de longo prazo com comprador governamental. Através do PROINFA, a sociedade de economia mista Eletrobrás garante ao empreendedor um recurso mínimo de 70% da energia contratada durante o período de financiamento e proteção total para o risco de exposição a curto prazo no mercado. Os contratos têm duração de 20 anos.

14 MDL Conselho Executivo Página 14 Outro incentivo criado para energia eólica (e também aplicável a outras energias renováveis, como pequenas centrais hidroelétricas e biomassa) foi o estabelecimento de descontos na tarifa de uso do sistema de distribuição/transmissão para usinas que injetem no sistema de transmissão e distribuição até 30 MW. Essas políticas podem ser configuradas dentro do conceito da UNFCCC de políticas setoriais E-. A regulação brasileira permite ainda o uso de leilões específicos para o desenvolvimento de certas fontes energéticas Em dezembro de 2009, foi organizado o primeiro leilão exclusivo para contratação de energia eólica, e em agosto de 2010, aconteceu novo leilão para fontes alternativas, que incluíram além de usinas eólicas, PCHs e biomassa. Em agosto de 2011, dois novos leilões foram desenvolvidos para as fontes eólicas, biomassa, hidreletricidade e gás natural. A energia que será produzida pelas CGEs Corredor dos Senandes II, III, IV e Vento Aragano I foram comercializadas em agosto de 2011, no leilão de fontes alternativas. É importante esclarecer que o Novo Modelo Institucional do Setor Elétrico Brasileiro permite que os agentes privados e públicos decidam o montante de energia elétrica a contratar e os investimentos a realizar a partir da participação em leilões de usinas geradoras e sistemas de transmissão. Segundo o MME 9, são os agentes de distribuição que decidem e se comprometem a pagar, por meio de contratos, resultantes de leilões, montantes de energia elétrica provenientes de novas instalações de geração de energia elétrica a serem entregues (...). Com a informação das distribuidoras, os geradores podem então decidir que novos empreendimentos de geração desejam construir, apresentando, nos leilões, propostas de preços de venda de sua energia elétrica, competindo por contratos de compra de energia das distribuidoras. Adicionalmente, os geradores podem ainda contatar direta e livremente com consumidores livres. Vê-se, então, que o Novo Modelo Institucional do Setor Elétrico Brasileiro proporciona autonomia aos agentes econômicos sobre os investimentos a serem realizados no setor elétrico brasileiro, não havendo, portanto restrições, nem imposições à atividade de projeto e às alternativas de projeto. É notório, então, que tanto a atividade do projeto, como os cenários alternativos, estão de acordo com as leis e regulamentações aplicáveis e cumprem todas as normas e regulamentações brasileiras, assim como são plausíveis de acordo com as tendências do setor elétrico brasileiro. Passo 2. Análise de investimentos Determine se a atividade de projeto não é: (a) A mais atrativa economicamente ou financeiramente; (b) Viável economicamente ou financeiramente, sem as receitas de venda das reduções certificadas de emissões (RCEs). Para conduzir a análise de investimento, devem ser usados os seguintes passos: Subpasso 2a. Determinar o método de análise apropriado O projeto gera outros benefícios econômico-financeiros, além das receitas provenientes do MDL. Dessa forma, a análise do benchmark será utilizada para a análise de investimentos da atividade de projeto. 9 Ministério de Minas e Energia (MME) Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica,

15 MDL Conselho Executivo Página 15 Subpasso 2b-Opção III. Análise referencial aplicada Identificação do Indicador Financeiro A taxa interna de retorno (TIR) do acionista será utilizada como indicador financeiro do projeto, por se tratar de um dos indicadores mais comumente utilizado e mais apropriado em análises de investimentos de projetos de infra-estrutura. O cálculo da TIR ao acionista segue o indicado pelo Guia para Avaliação da Análise de Investimento. Identificação do Benchmark O Guia para Avaliação de Análise de Investimento, versão 05, fornecido e publicado pela UNFCCC, fornece valores padrões para retorno esperado de capital próprio para diferentes tipos de projetos e países anfitriões. Para projetos do setor energético desenvolvidos no Brasil, o retorno esperado de capital próprio em termos reais é de 11,75%. Esse retorno esperado de capital próprio será usado como benchmark desta atividade do projeto. Subpasso 2c. Cálculo e comparação de indicadores financeiros O fluxo de caixa das CGEs Corredor dos Senandes II, III, IV e Vento Aragano I serão apresentados por completo à Entidade Operacional Designada que realizará a validação e a qualquer entidade ligada ao MDL que o solicitar para efeitos de comprovação da adicionalidade do projeto. Todas as premissas e dados utilizados na análise de investimento estavam válidos e aplicáveis no momento da tomada de decisão do investimento. Antes de apresentar as principais premissas consideradas no fluxo de caixa ao acionista, é importante descrever alguns comentários sobre os pressupostos adotados na análise de investimentos que levaram em consideração orientações do Conselho Executivo do MDL (EB). Considerações Gerais no Cálculo do Indicador Financeiro Período de Avaliação do Fluxo de Caixa: O fluxo de caixa considera um período de 20 anos de geração operacional que corresponde ao tempo de vida útil dos aerogeradores. De acordo com o Guidelines on the Assessment of Investment Analysis, Versão 05, item 03, o cálculo da TIR deve refletir, de preferência, o período esperado de operação da atividade de projeto. Dessa forma, o período de 20 anos se mostra adequado. Valor dos ativos da atividade de projeto no fim do período de avaliação: Como o período do fluxo de caixa é de 20 anos e o período esperado de vida operacional do projeto é também de 20 anos, nenhum valor residual deve ser considerado. Depreciação: O período de depreciação dos ativos é também de 20 anos, conforme orientações do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico (página 209), publicado pela Agência Nacional de Energia Elétrica 10. Por se tratar de item contábil que não envolve desembolsos, a depreciação foi deduzida para cálculos tributários e adicionada ao lucro líquido para efeitos de cálculo da TIR ao acionista. Cálculo da TIR ao Acionista: O propósito da TIR ao acionista é determinar o retorno final ao investimento inicial de capital próprio. Dessa forma, o cálculo da TIR ao Acionista considera 10 ANEEL (2009). Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico. Anexo à Resolução Normativa nº 367/2009 de 02 de Junho de Disponível em: (Acesso em 10/11/2011)

16 MDL Conselho Executivo Página 16 apenas o montante de investimento de capital próprio como saída de caixa, uma vez que o custo do serviço da dívida (juros e principal) já é considerado como despesa, não podendo, portanto, ser contabilizado duplamente. Natureza do Fluxo de Caixa: O fluxo de caixa ao investidor foi desenvolvido em termos reais, (sem considerar o impacto da inflação). Políticas Setoriais E- O Conselho Executivo do MDL na sua 22ª reunião (EB 22 Anexo 3) estabeleceu regras específicas para classificar e tratar Políticas e/ou Regulações Nacionais e/ou Setoriais que oferecem vantagens comparativas a tecnologias ou combustíveis menos poluentes em detrimento a tecnologias ou combustíveis mais poluentes (ex.: subsídios públicos que promovam a difusão de energias renováveis). Tais políticas foram classificadas como Políticas E-. O Conselho Executivo de MDL estabelece que políticas ou regulações setoriais e/ou nacionais que tenham sido implementadas após as decisões da COP 7, em 11 de novembro de 2001, não precisam ser consideradas para o desenvolvimento do cenário de linha de base (i.e. o cenário de linha de base pode se referir a uma situação hipotética sem a existência da política nacional/setorial ou regulação). Conforme apresentado no sub-passo 1.b, no contexto atual da política brasileira, existem incentivos financeiros que visam promover fontes renováveis para garantir uma expansão de baixa intensidade de carbono do setor elétrico brasileiro. A presença destes incentivos requer adequado tratamento na avaliação da adicionalidade por meio da análise de investimento. Dessa forma, faz-se necessário estabelecer as Políticas E- existentes para energias renováveis no Brasil que impactam o cenário de linha de base. Através da Resolução nº 77, de 18 de Agosto de , a Agência Nacional de Energia Elétrica, estabeleceu que deve ser aplicado um percentual de redução de 50% (cinqüenta por cento) às tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, para determinados empreendimentos de energias renováveis, dentre eles empreendimentos de geração de energia eólica, com potência injetada na rede menor ou igual a kw, destinados à produção independente ou autoprodução. Essa política setorial foi estabelecida em 18 de agosto de 2004, portanto foi implementada após 11 de novembro de Dessa forma, esse incentivo às energias renováveis, mais especificamente, nesse caso, a empreendimentos eólicos deve ser desconsiderado da análise de investimentos, adotando a situação hipotética sem a existência dessa política nacional/setorial. Dessa forma, esse benefício a projetos eólicos foi considerado como uma Política Setorial E-. Dessa maneira, para efeitos de análise de investimento, o desconto existente na tarifa de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição para empreendimentos eólicos foi desconsiderado. Premissas utilizadas no Fluxo de Caixa Após a devida discussão das considerações e pressupostos, segundo as orientações do Conselho Executivo do MDL, as premissas utilizadas no fluxo de caixa do projeto são a seguir apresentadas: 11 ANEEL (2004). Resolução Normativa n 77, de 18 de Agosto de Disponível em: Acesso em 10/11/2011.

17 MDL Conselho Executivo Página 17 Tabela 08: Variáveis econômicas utilizadas na Análise de Investimento Receitas Item Descrição Unidade Valores Considerou-se o montante de energia comercializado pelos empreendimentos no Energia Vendida Leilão de Fontes Alternativas 03/2011 MWh 50,5 promovido pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), ocorrido em 18/08/2011. Foi considerado o preço de venda de energia do empreendimento no Leilão de Fontes Preço de Energia Alternativas 03/2011 promovido pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), ocorrido em 18/08/2011. BRL/MWh 99,5 Investimento e Custos Operacionais Item Descrição Unidade Valores Investimento (Capex) Orçado conforme proposta da empresa Alstom MBRL 364,742 Custos Administrativos e de Operação da planta Custos Manutenção Custos manutenção transmissão Seguros de com da Orçado conforme estimativas internas MBRL/ano 1,750 Gastos com manutenção da planta foram orçados conforme proposta da empresa Alstom. MBRL/ano 3º a 5º ano 3,360 6º a 10º ano 4,141 A partir do 11º ano 4,658 Orçado conforme estimativas internas MBRL/ano 1,230 Foi considerado o custo de 0,25% sobre o ativo líquido da empresa. Esse orçamento seguiu experiências anteriores do proprietário do projeto. TUSD. Orçado conforme resolução homologatória nº emitida pela ANEEL em 19/10/2010. Essa resolução define o valor de TUSD para a usina eólica Palmares, empreendimento próximo do Complexo Eólico Corredor dos Senandes. Foi adotada essa premissas, pois no momento da tomada de decisão do projeto não havia sido emitida resolução para as usinas eólicas do projeto. Taxa de Supervisão da ANEEL Arrendamento Terras Contingências de Taxa de Juros nominal Orçado conforme Decreto da Presidência da Republica de 28/11/1997 e Despacho ANEEL de 27/12/2010. Orçado conforme contrato de arrendamento de terras (1,5% da receita bruta do Complexo) Foram orçados gastos com contingência. Nesses gastos estão incluídas despesas com taxa da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, com Operador Nacional do Sistema e outras despesas kbrl/ano 911,8 MBRL/ano 4,222 kbrl/ano 225,459 kbrl/ano 660,252 kbrl/ano 200,000 Condições de Financiamento Item Descrição Unidade Valores Orçado de acordo com as condições disponibilizadas pelo BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social). Foi %/ano 9,4 considerado custo de Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP) de 6% mais 0,9% de remuneração

18 MDL Conselho Executivo Página 18 Período Amortização Alavancagem projeto Taxa de Inflação de do básica do BNDES mais 2,5% de spread de risco do projeto. Esses custos estão disponíveis na página do BNDES 12 Orçado conforme política de financiamento do BNDES para o setor de energia. Orçado conforme política de financiamento do BNDES para o setor de energia. Para transformar a taxa de juros nominal, em taxa de juros real, foi utilizado a meta de índice de inflação (IPCA) divulgada pelo Banco Central do Brasil 13. Impostos Anos 16 % 70% % 4,5 Item Descrição Unidade Valores PIS/COFINS Orçado conforme legislação brasileira de lucro presumido % Imposto de Renda Orçado conforme legislação brasileira de lucro presumido % Contribuição Social Orçado conforme legislação brasileira de lucro presumido % 3,65% sobre receita bruta 25% sobre 8% da receita bruta 9% sobre 12% da receita bruta A taxa interna de retorno de capital próprio, em termos reais, resultante do fluxo de caixa elaborado com base nas premissas é de 3,92%. Resultados da Análise de Investimento A seguir é demonstrado um resumo de comparação entre o indicador financeiro das centrais eólicas do projeto e o benchmark: TIR ao Acionista 3,92% < Benchmark de 11,75% A opção III da Tool for the demostration and assessment of additionality foi utilizada para análise de benchmark e evidenciou que os indicadores do projeto são menos favoráveis que os indicadores de referência, então, pode-se afirmar que a atividade de projeto MDL não pode ser considerada financeiramente atrativa. Subpasso 2d. Análise de sensibilidade As principais variáveis que podem afetar as finanças do projeto são (i) as receitas do projeto (ii) o montante total do investimento (CAPEX) e (iii) o custo de O&M (OPEX). A análise de sensibilidade considera apenas os cenários que contribuem para aumentar a atratividade econômico-financeira do projeto com o objetivo de confirmar quão sólida é a análise dos sub-passos 2b e 2c. Receitas das Centrais do Projeto As receitas dos projetos eólicos dependem exclusivamente de dois fatores: energia gerada e preço de venda de energia lternativas.html 13

19 MDL Conselho Executivo Página 19 Para efeitos de análise de investimento, foi considerada a energia e o preço reais efetivamente definidos no leilão de fontes alternativas de agosto de O montante de energia comercializado no leilão é levemente superior ao montante de energia médio projetado a partir do fator de capacidade do Complexo. Dessa forma, o montante de energia considerado é conservador, para efeitos de análise de investimento do MDL. É importante destacar que, segundo informações fornecidas pela Eletrobrás 14, em 2009 e 2010, o desempenho de geração de energia eólica dos projetos do PROINFA está abaixo da energia comercializada por esses empreendimentos, demonstrando que há também um risco de geração de energia ser menor do que o inicialmente projetado. Observando os dados citados anteriormente, percebe-se que, dificilmente, o cenário de geração de receitas acima de 10% do previsto na análise de sensibilidade acontecerá. Mesmo assim para demonstrar quão sólidos são os cenários incluídos na análise de sensibilidade, são também apresentados nessa seção os aumentos necessários no preço e no montante de energia comercializado para a TIR ao acionista atingir o benchmark. Para atingir o benchmark, a análise de sensibilidade mostra que é necessária uma receita 24,18% acima do projetado para se atingir o benchmark. Ou seja, ou o preço ou o montante comercializado de energia teriam que possuir em média valores 24,18 % acima do projetado durante todo o período de existência do projeto para a TIR ao acionista atingir o benchmark. Dessa forma, percebe-se que é muito improvável que variações na receita tornem a TIR ao acionista maior que o benchmark. CAPEX Analisando as despesas do projeto, o CAPEX representa a saída de caixa mais importante do empreendimento. As despesas com o CAPEX foram orçadas conforme propostas fornecidas pela Alstom. Geralmente, as obras de empreendimentos de infra-estrutura acabam custando acima do inicialmente orçado, devido a eventos imprevisíveis. Dessa forma, o cenário de redução no CAPEX é muito improvável. A análise de sensibilidade mostra que, para atingir o benchmark é necessária uma redução de 24,70% no CAPEX, cenário bastante improvável. Custos Operacionais (OPEX) O OPEX é formado por despesas operacionais (operação, manutenção, etc) e gastos com taxas setoriais e regulatórias. A variação do OPEX não afeta significativamente a TIR do acionista. Para atingir o benchmark, é necessária uma redução de 81,7% no OPEX total Assim, é pouco provável que os parâmetros analisados sofram alterações que contribuam com um aumento na atratividade financeira e econômica que não esteja coberto pela faixa de variação entre 0 e 10%. Portanto, a faixa de variação entre 0 e 10% cobre mais que os cenários prováveis. A tabela a seguir apresenta os resultados para as variações dos principais parâmetros que podem afetar o fluxo de caixa ao acionista do complexo eólico que compõe o referido Projeto. 14 Plano Anual do PROINFA PAP 2011.