MECANISMO DE DESENVOLVIMENTO LIMPO FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO (CDM-PDD) Versão 3 - em vigor desde: 28 de julho de 2006 SUMÁRIO

página 1 MECANISMO DE DESENVOLVIMENTO LIMPO FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO (CDM-PDD) Versão 3 - em vigor desde: 28 de julho de 2006 SUMÁRIO A. Descrição geral da atividade do projeto B. Aplicação de uma metodologia de linha de base e monitoramento C. Duração da atividade do projeto/período de obtenção de créditos D. Impactos ambientais E. Comentários das partes interessadas Anexos Anexo 1: Informações de contato dos participantes da atividade do projeto Anexo 2: Informações sobre financiamento público Anexo 3: Informações sobre a linha de base Anexo 4: Plano de monitoramento Anexo 5: Especificações Técnicas Anexo 6: Referência

página 2 Figura 1: Brasil e Estado de São Paulo...6 Figura 2: PCH Anhanguera e cidades vizinhas...6 Figura 3: Diagrama de uma típica planta de hidrelétrica...12 Figura 4: Fluxograma do projeto...13 Figura 5: Delimitação física da atividade do projeto-sistema Nacional Interligado de Energia.14 Tabela 1: Matriz Energética Brasileira Usinas em operação...4 Tabela 2: Dados gerais do projetoanhanguera...7 Tabela 3: Descrição Técnica...7 Tabela 4: Cronograma de Implementação do Projeto...8 Tabela 5: Estimativa de redução de emissões para Hidrelétrica Anhanguera...9 Tabela 6: Fontes de emissões incluídas ou excluídas do limite do projeto...12 Tabela 7: Cálculos WACC...18 Tabela 8: Parâmetros utilizados no cálculo da TIR do projeto...18 Tabela 9: Resultados da análise de sensibilidade...19 Tabela 10: Capacidade Instalada de Geração Brasil, o Sudeste e São Paulo...20 Tabela 11: Capacidade Instalada de Geração de Pequenas Hidrelétricas no Brasil, Sudeste e São Paulo...21 Tabela 12: Projetos de Pequenas Hidrelétricas em Construção no Estado de São Paulo...22 Tabela 13: Incentivos do MDL na decisão de prosseguir com a atividade de projeto...23 Tabela 14: Margem Operacional 2009...28 Tabela 15: Margem de Construção 2009...29 Tabela 16: Resumo da estimativa ex-ante das reduções de emissões...32 Tabela 17: Instituições que recebem convite para comentários...39

página 3 SEÇÃO A. Descrição geral da atividade do projeto A.1. Título da atividade do projeto: >>Projeto Hidrelétrico Anhanguera Versão 01.3 14 de Outubro de 2010 A.2. Descrição da atividade do projeto: >>Projeto de Pequena Hidrelétrica Anhanguera (adiante designado como o Projeto), está sendo desenvolvido por uma empresa privada denominada Central Elétrica Anhanguera. O objetivo do projeto é usar os recursos hidrológicos do Rio Sapucaí para gerar emissões GHG zero para o Sistema Elétrico Brasileiro. A atividade do projeto proposto envolve o desenvolvimento de uma nova pequena usina é do tipo fio d água, com 22,5 MW de capacidade instalada, composto por 3 geradores com turbinas Kaplan. Cada unidade geradora tem 8,823 MVA, o que corresponde a 7,5 MW com um fator de potência de 0,85. A energia elétrica anual exportada para a rede é projetada para ser 99,601 MWh/ano. A usina está conectada à rede em 138 KV para a linha de distribuição. A área do reservatório é estimada em 2,05 Km2. O projeto deverá reduzir as emissões de CO2 em 162.850t CO2, em comparação com o cenário de referência durante o período de crédito conjunto. O cenário anterior ao início da execução da atividade do projeto é o mesmo. O projeto irá gerar reduções certificadas de emissões (RCEs) de geração de eletricidade a partir de usinas de combustíveis fósseis ligadas a rede nacional. O projeto proposto irá fornecer energia limpa e sustentável para a crescente demanda de energia no Brasil, decorrentes do rápido crescimento econômico. A geração de eletricidade a partir de recursos renováveis dá uma importante contribuição para a redução global das emissões de CO2. A energia elétrica no Brasil nos últimos 50 anos,tem sido fornecida principalmente por grandes usinas hidrelétricas.a tabela 1, abaixo, mostra a distribuição das usinas de energia por tipo, conforme relatada pela ANEEL, agência reguladora de eletricidade no Brasil. Tabela 1 Matriz Energética Brasileira Usinas em operação

página 4 Tipo Matriz Brasileira de Energia Usinas em Operação Capacidade Instalada Número de Usinas % (kw) Número de Usinas Total (kw) % Hidrelétrica 870 80,024,790 67.19% 870 80,024,790 67.19% Gas Natural 93 11,050,530 9.28% Processado 35 1,291,283 1.08% 128 12,341,813 10.36% Óleo Diesel 824 3,992,543 3.35% Petroleum Óleo 853 6,516,346 5.47% 29 2,523,803 2.12% Residual bagasso 312 5,957,146 5.00% liquido negro 14 1,240,798 1.04% Biomassa madeira 40 327,827 0.28% 382 7,605,701 6.39% biogas 9 48,522 0.04% Casca de arroz 7 31,408 0.03% Nuclear 2 2,007,000 1.69% 2 2,007,000 1.69% Carvão Carvão Mineral Mineral 9 1,594,054 1.34% 9 1,594,054 1.34% Eólic 46 835,336 0.70% 46 835,336 0.70% Paraguai 5,650,000 4.74% Energia Argentina 2,250,000 1.89% Importada Venezuela 200,000 0.17% 8,170,000 6.86% Uruguai 70,000 0.06% TOTAL 2,290 119,095,040 100% 1,707 119,095,040 100% Embora ainda haja um potencial inexplorado para grandes projetos hidrelétricos no Brasil, os projetos restantes estão localizados na Região Amazônica, onde os impactos ambientais são relativamente grandes e os locais são extremamente longe da grade. Na Região Sudeste do país, onde a maior parte do consumo ocorre, não existem ainda, grandes (> 100 MW) locais com potencial. Embora a maior parte da eletricidade seja gerada a partir de usinas hidrelétricas, a expansão da matriz elétrica do país inclui uma maior participação da geração de energia térmica de combustíveis fósseis. Durante os últimos três anos, mais de 72 grandes usinas, com 22,4 GW de capacidade instalada começaram a operar. Destas plantas, 51 são de combustíveis fósseis (carvão e gás), com mais da metade da nova capacidade. O Plano Nacional de Energia prevê que até 2030, as hidrelétricas serão responsáveis por 78% da capacidade instalada em comparação com 90% de hoje. O projeto terá um impacto positivo sobre o meio ambiente, trará benefícios econômicos para a região e contribuirá significativamente para o desenvolvimento sustentável da região, provendo:. Fornecimento de energia sustentável para atender à demanda crescente de energia.. Contratação direta de 300 pessoas, indireta de 1.200 durante a fase de construção do projeto e diretamente de 20 trabalhadores locais durante a fase operacional.. Redução de poluentes como o dióxido de enxofre, óxidos de nitrogênio e partículas resultantes da produção de eletricidade através de combustíveis fósseis.

página 5 A principal fonte de emissão de GEE do Sistema Nacional Interligado de Energia de Combustíveis Fósseis é termelétrica. Na ausência deste projeto seriam usadas fontes fósseis de geração de energia no lugar da energia hidrelétrica. O projeto proposto não tem emissões e, portanto, contribui para a redução das emissões de GEE e ajuda a atender às demandas de energia elétrica do país para o crescimento econômico através do uso sustentável de fontes renováveis. A Central Elétrica Anhanguera é a proponente do projeto neste CDM. É uma empresa criada pela Seband (Sociedade de Energia Bandeirantes) e seus parceiros: Volkswagen do Brasil e Plêuston Serviços Ltda., com a estrutura de ação: Seband 33%, Volkswagen 40% e Plêuston 27%. Seband é um pequeno grupo privado de investidores com forte histórico em recursos de engenharia. Começou a desenvolver três projetos hidrelétricos no mesmo rio, no início de 2000. Devido a restrições como o acesso limitado aos mercados financeiros, o grupo decidiu vender dois projetos hidrelétricos, a fim de financiar o restante. Este tipo de estratégia não é incomum em pequenas empresas brasileiras que precisam ter acesso a empréstimos e outros instrumentos financeiros. Quando eles foram vendidos, Seband havia concluído o estudo de engenharia completo para todas a três usinas em conjunto com a avaliação do impacto ambiental (EIA- RIMA). O órgão regulador brasileiro (ANEEL), responsável por pequenas hidrelétricas já havia aprovado os projetos. Desde muito cedo Seband contou com as receitas das RCEs como uma parte importante na estrutura financeira dos projetos. Mas mesmo com receita da venda das duas usinas para equilibrar o capital para o restante da instalação, Seband ainda era obrigada a procurar um parceiro (Volkswagen) para trazer capital para desenvolver o projeto. A.3. >> Participantes do projeto: Nome da Parte envolvida (*) (anfitrião) indica uma parte anfitriã) Brasil Entidades públicas e/ou Privadas Participantes do Projeto* Central Elétrica Anhanguera S.A Indique se a Parte envolvida deseja ser considerada como participante do projeto (Sim/Não) Não Informações detalhadas de contato com parte(s) e entidades públicas / privadas envolvidas na atividade do projeto listados no Anexo 1. A.4. >> Descrição técnica da atividade do projeto: A.4.1. Local da atividade do projeto:

página 6 >> Brasil A.4.1.1. Parte(s) anfitriã(s): A.4.1.2. Região/Estado/Província, etc.: >>Estado de São Paulo, Região Sudeste A.4.1.3. Município/Cidade/Comunidade, etc.: >>São Joaquim da Barra e Guará A.4.1.4. Detalhes da localização física, inclusive informações que possibilitem a identificação inequívoca desta atividade de projeto (máximo de uma página): >>A PCH Anhanguera está localizada no Rio Sapucaí. As coordenadas UTM do ponto de interseção de pivô (barragem) e pivô (turbina nr. 2) são, respectivamente, N e E 7, 731, 274.705 e E 201, 816.486. >> Figura 1. Brasil e Estado de São Paulo Figura 2. PCH Anhanguera e cidades vizinhas

página 7 A.4.2. Categoria(s) da atividade do projeto: >>A atividade do projeto é a geração de eletricidade conectada à rede a partir de fonte renovável. Escopo setorial 1: Indústrias de energia (renováveis/não renováveis). A.4.3. Tecnologia a ser empregada pela atividade do projeto: >>O cenário básico é o mesmo que o cenário existente antes do início da execução da atividade do projeto. De acordo com a ACM0002, se a atividade do projeto é a instalação de uma nova usina ligada em rede, renováveis/unidade (que é o caso deste projeto), o cenário básico é o seguinte: A eletricidade entregue à rede pela atividade do projeto que de outra forma teria sido gerada pela operação de usinas conectadas à rede e pela adição de novas fontes de geração, como ficou refletido no cálculo da margem combinada (CM), como descrito em Ferramenta para calcular o fator de emissão para sistema elétrico. Tabela 2. Dados Gerais do projeto da Anhanguera

página 8 Informações Gerais 1. Locação 1.1. Capitação Sapucaí 1.2. Sub-bacia Rio Grande 1.3. Rio Sapucaí 1.4. Cidades mais próximas São Joaquim da Barra e Guará 1.5. Coordenadas UTM (eixo da barragem) 1 N 7,731,274.705 and E 1.6. Distância das principais cidades da região 201,816.486 415 Km da cidade de São Paulo 1.7. Acesso Rodovia Estadual SP 330 2. Atividade Principal Geração de Energia 3. Energia e Força 3.1. Força (capacidade instalada) 22.5 MW 3.2. Energia Assegurada 50% 11.37 MW 3.3. Média Annual de Geração 2 99,601 MWh As três turbinas são do tipo Kaplan tubular, fabricada pela Voith, com o eixo horizontal ligado a uma corrente alternada trifásica gerador 60 Hz, fabricado pela Hyundai, com um fastor de potência 0.85. Todos os equipamentos do projeto eram de fabricação nacional, exceto o gerador que foi importado dos Estados Unidos (Hyundai). O sistema de regulação de velocidade digital é baseado num microprocessador PID com ação e desempenho eletro-hidráulico. As características técnicas são as definidas nas especificações técnicas da turbina. Com base no Projeto Básico Anhanguera- Técnicas de Estudo (disponível para o DOE), a descrição técnica do equipamento e da tecnologia utilizados no Projeto Anhanguera é a seguinte: Descrição Técnica Tabela 3 Descrição Técnica Parâmetro Valor do Projeto Média da vazão (m 3 /s) 83.5 Área de Reservatório (km 2 ) 2.05 Cabeça (m) 17.07 Capacidade Instalada (MW) 22.5 Taxa nominal da vazão da turbina (m 3 /s) 50.07 Turbina (data de fabricação 2009) 3 Voith Kaplan S, horizontal axis, 225 rpm 1 Intersection point of pivot (dam) and pivot (turbine No 2). 2 ANEEL, RESOLUÇÃO NORMATIVA N o 65, DE 25 DE MAIO DE 2004.

página 9 Generador (data de fabricação 2009) 3 Hyundai 3 SAB x 7.5 MW (8,823 kva, 138 kv) Principais Transformadores 2 WEG 10 - TF A 3 60 Vida Útil (anos) 35 A casa de força está conectada à substação localizada a menos de 500m de distância. A construção de subestações e operação foi realizada pela CPFL, uma das maiores empresas de serviço público no Brasil e cuja área de concessão inclui o local da PCH Anhanguera. A subestação da usina é o ponto de expedição à rede nacional. As perdas de transmissão são insignificantes devido à pequena distância entre a casa de força e a subestação. A medida de geração de energia será feita em dois pontos: a. Na saída do gerador (energia total) em média tensão e exibida no sistema de supervisão da operação. Este sistema faz parte do sistema de controle Voith/Siemens à ser instalada na sala de operação da planta; b. Centro principal de operação da CPFL em Campinas; c. Transmitida à CCEE, o regulador do mercado nacional de energia. São dois equipamentos de medição ELO 2180 e CPFL padrão (principal e reserva). Anhanguera será operado durante o primeiro ano pelo fornecedor da sala de controle (Voith/Siemens). Durante este tempo, a estrutura definitiva de funcionamento será estabelecida, e a equipe será contratada e treinada. No que se refere a este PDD, eles serão responsáveis pelo monitoramento da geração de energia em média tensão. O fornecedor da sala de controle ficará encarregado da manutenção e calibração do equipamento de monitoramento. A CPFL é a responsável pela operação da subestação. Eles têm um escritório operacional à 40 Km da Usina Anhanguera e eles próprios operam três pequenas centrais hidrelétricas localizadas no mesmo rio (PCH Esmeril, Dourados e São Joaquim). Estas plantas fazem parte do Projeto MDL. Tabela 4. Cronograma de Implementação do Projeto Data Marco 3 Each generator is custom designed so that performance is optimized and customer requirements can be incorporated - http://www.idealelectricco.com/products/pdf/hydroelectric_generators.pdf.

página 10 03/10/2002 Agência Nacional Reguladora de Eletricidade (ANEEL) autoriza Seband como um produtor de energia elétrica independente a construir Pequena Hidrelétrica Anhanguera (resolução número 541) 26/11/2002 Avaliação Simplificada de Impacto Ambiental terminada 22/12/2003 Proprietário Oficial do Projeto denominado como Central Elétrica Anhanguera LTDA 12/06/2007 Agência Reguladora Nacional de Energia (ANEEL) autoriza a tranferência dos direitos de exploração da Pequena Hidrelétrica Anhanguera da Seband para Central Elétrica Anhanguera Ltda (resolução número 957) 22/06/2007 Projeto básico de Engenharia concluído 22/02/2007 31/10/2007 2 Plantas vendidas para Duke Energy para que se obtivesse recursos para implementer a SHP Anhanguera. De acordo com o contrato Seband receberá qualquer CER relacionado. Licença Ambiental e Licença de Instalação garantidas pela Secretaria do Estado do Meio Ambiente resources to c 01/11/2007 Projeto de Engenharia detalhado concluido 10/02/2008 Contrato assinado pelo proprietário do projeto com uma empresa de engenharia para iniciar construção em 20 de fevereiro de 2008 20/02/2008 Início das atividades de construção (movimentação da terra e concretagem) 18/07/2008 Fatura pró-forma dos 3 geradores 01/10/2008 Novos parceiros unem-se a empresa agora denominada Central Elétrica Anhanguera S.A. 02/10/2008 Início das atividades de construção: Construção da usina e barragem 31/04/2009 Instalação da Substação e linhas de transmissão 31/10/2009 Instalação da turbina, gerador e outros equipamentos 01/01/2010 Início dos testes de comissionamento 01/12/2010 Início operações comerciais A.4.4. Quantidade estimada de reduções de emissões ao longo do período de obtenção de créditos escolhido: >> Tabela 5. Estimativa de redução de emissões para a Hidrelétrica Anhanguera Ano Estimativa Anual de reduces de emissões em toneladas de CO 2 e 2012 16.285

página 11 2013 16.285 2014 16.285 2015 16.285 2016 16,285 2017 16,285 2018 16,285 2019 16,285 2020 16,285 2021 16,285 Total da estimativa de reducões (toneladas de CO 2 e) Número total de anos de créditos Média anual sobre o período de crédito da estimativa de reduções (toneladas de CO 2 e) 162,850 10 years 16.285 A.4.5. Financiamento público da atividade do projeto: >> Não há financiamento público das partes do Anexo 1 deste projeto.

página 12 SEÇÃO B. Aplicação de uma metodologia de linha de base e monitoramento B.1. Título e referência da metodologia aprovada de linha de base e monitoramento aplicada à atividade do projeto: >> 1. Metodologia ACM0002 de linha de base: Metodologia de linha de base consolidada para geração de eletricidade interligada à rede a partir de fontes renováveis. 2. A metodologia de monitoramento ACM0002 Metodologia de linha de base consolidada para geração de eletricidade interligada à rede a partir de fontes renováveis, versão 12, EB 56; 3. Ferramenta para calcular as emissões ou vazamento de CO2 provenientes da queima de combustíveis fósseis (versão 2 EB 41); 4. A Ferramenta para demonstração e avaliação de adicionalidade, versão 05.2, em vigor a partir da EB 39. 5. A Ferramenta combinada para identificar o cenário de referência e demonstração de adicionalidade, versão 02.2, em vigor a partir da EB 28. 6. A Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico, versão 02, em vigor a partir da EB 50. 7. O fator de emissão foi publicado pelo DNA brasileiro (ver Resolução nr. 8, 18 de junho de 2008), que declarou ter usado a Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico, as versões de 1,1.1 e 2. B.2. Justificativa da escolha da metodologia e da razão pela qual ela se aplica à atividade do projeto: >>A metodologia utilizada para o projeto proposto é a linha de base consolidada aprovada e metodologia de monitoramento ACM0002, Metodologia de linha de base consolidada para geração de eletricidade interligada a rede a partir de fontes renováveis, atividades de projeto de geração de energia renovável conectada à rede que instala uma nova usina onde não havia uma usina anteriormente a implantação da atividade do projeto (greenfield plant). A metodologia é aplicável ao projeto proposto, por que:. A capacidade instalada do projeto é de 22,5 MW e área do reservatório máxima é de 2,05 Km2. Portanto, a densidade de potência do projeto proposto é de cerca de 10,98 W/m2 para a Anhanguera, que é superior a 4 W/m2..O projeto proposto envolve as adições de capacidade elétrica a partir de uma usina hidrelétrica, ligado à Agência Nacional de Sistema de Energia Interligada.. A fronteira geográfica e o Sistema Nacional Interligado de Energia podem ser claramente identificados e informações sobre as característica da rede estão publicamente disponíveis.. O projeto proposto não implica na mudança de combustíveis fósseis para energia renovável nem a geração de energia por usinas de energia de biomassa no local da atividade do projeto. Portanto, a metodologia de linha de base consolidada aprovada ACM0002 Metodologia de linha de base consolidada para geração de eletricidade interligada a rede a partir de fontes renováveis, é aplicável ao projeto proposto.

Project Activity Baseline FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO página 13 B.3. Descrição das fontes e dos gases abrangidos pelo limite do projeto: >>Para as atividades do projeto hidrelétrico de energia que resultam em novos reservatórios, os proponentes do projeto devem ter em conta o projeto de emissões, estimado como segue: Tabela 6. Fontes de emissões incluídas ou excluídas do limite do projeto. Fonte Gas Incluído? Justificativa/Explicação Emissões de CO2 com base na geração de eletricidade em usinas de combustível fóssil que são deslocados devido à atividade do projeto Para hidrelétricas, emissões de CH4 do reservatório CO 2 Sim Principal fonte de emissão GEE. O Sistema Nacional Interligado Nacional inclui usinas termelétricas que emitem CO2. CH 4 Não Menor fonte de emissão N 2 O Não Menor fonte de emissão CO 2 Não Menor fonte de emissão CH 4 Sim Principal fonte de emissão. A densidade de potência do reservatório da Anhanguera é maior que 10W/m2, portanto as emissões do projeto são zero N 2 O Não Menor fonte de emissão A extensão espacial da fronteira do projeto inclui o projeto da usina e de todas as usinas conectadas fisicamente ao Sistema Nacional de Energia. As duas figuras a seguir ilustram uma usina hidrelétrica e o fluxo de atividades do projeto e das fronteiras.

página 14 Figura 3. Diagrama de uma típica usina hidrelétrica. Área do reservatório = 2.05 Km 2 Densidade do lago = 10.98 W/m 2 Energia Entregue à rede = 99,601 MWh Source: Nation Master, 2005

página 15 Figura 4. Fluxograma do projeto A PJ Reservatório CH4 Barragem Gerador Backup Diesel CAP pj TEG y Casa de Força Turbina Generador EG y Fluxo de Água Fluxo de Eletricidade Sistema de Backup Consumo Interno Substation Interna Sistema Interligado Nacional CO 2 Pontos de Monitoramento Fontes de emissões e gases inclusos na fronteira do projeto At ivi d a d e d e Fr Pro ojnt etei o ra d o Pr oj et o Apj = Área do reservatório medido na superfície da água, após a implantação da atividade do projeto quando o reservatório está cheio (m 2 ); CAPpj = Capacidade instalada da usina hidrelétrica após a implementação da atividade do projeto (W); TEGy = Eletricidade total produzida pela atividade do projeto, incluindo o fornecimento de eletricidade à rede e às cargas internas, no ano. EGy = Quantidade líquida de geração de energia fornecida pela planta do projeto à rede no ano.

página 16 Figura 5. Mostra, abaixo, o Sistema Interligado Nacional de Energia ao qual o projeto de atividade da Usina será conectado. Figura 5. Delimitação física da atividade do projeto Sistema Interligado Nacional Fonte:ONS transmission system 2007-2009 http://www.ons.org.br/conheca_sistema/pop/pop_integracao_eletroenergetica.aspx B.4. Descrição de como o cenário da linha de base é identificado e descrição do cenário da linha de base identificado: >>De acordo com a ACM0002, se a atividade do projeto é a instalação de uma nova usina de fontes renováveis em rede por unidade ( que é o caso deste projeto), o cenário básico é o seguinte:

página 17 A eletricidade entregue à rede pela atividade do projeto que de outra forma teria sido gerado pela operação de usinas interligadas a rede e pela adição de novas fontes de geração, como ficou refletido no Cálculo de margem combinada (CM), como descrito na Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico. O cenário é a continuação da situação de pré-projeto sobre produção de energia. A atividade do projeto reduz as emissões de gases de efeito estufa associados com a fração de combustíveis fósseis de geração de energia, que seriam emitidos na ausência do projeto. B.5. Descrição de como as emissões antrópicas de gases de efeito estufa por fontes são reduzidas para níveis inferiores aos que teriam ocorrido na ausência da atividade de projeto registrada no âmbito do MDL (avaliação e demonstração da adicionalidade): >> Antes de 2006, Seband tinha a concessão para desenvolver três pequenas centrais hidrelétricas em seqüencia ao longo do Rio Sapucaí: Anhanguera (descrito neste PDD), Palmeiras e Retiro. Como a maioria dos desenvolvedores no setor da energia no Brasil, Seband tentou um empréstimo no Banco Nacional de Desenvolvimento (BNDES). Este empréstimo geralmente financia 70% dos gastos com equipamentos com as melhores taxas de mercado. Este montante corresponde a cerca de metade do total investido, o restante inclui aquisição de terrenos, engenharia e construção. Sendo uma pequena empresa, Seband enfrentou dificuldades na obtenção dessas condições financeiras favoráveis. Até o final de 2006, para que conseguissem desenvolver ao menos uma planta, decidiu vender os outros dois projetos hidrelétricos para uma empresa utilitária maior. Mesmo com este capital adicional, o encerramento financeiro só foi alcançado quando Seband atraiu investidores para participar na empresa como parceiros. Esta joint-venture, a Central Elétrica Anhanguera, foi formada em junho de 2007. Seband começou considerando RCE quase desde a sua primeira análise financeira. Por exemplo, quando eles venderam dois projetos (Palmeiras e Registro) para a empresa concessionária, o contrato estipulava que, independentemente da propriedade das instalações, Seband manteria os direitos sobre os CERs gerados a partir dessas duas plantas (como tal Seband seria responsável por todos os custos de desenvolvimento e de registro). O contrato foi assinado em 22 de fevereiro de 2007. É um documento oficial inequívoco que se refere explicitamente ao MDL e RCE. O encerramento financeiro para a Anhanguera foi alcançado em 2007, após Seband conseguir um investidor que forneceu capital adicional (ver Relatório Autovisão Brasil) a disposição do DOE). A Licença de Instalação foi emitida em outubro de 2007 e a construção começou em 20 de fevereiro de 2008. Uma vez que este foi o primeiro dia duro das atividades do projeto, será utilizado como marco para demonstrar a adicionalidade. Passo 1. Identificação de alternativas à atividade de projeto consistente com as leis e regulamentos. 1ª. Etapa. Definir cenários alternativos para a atividade de projeto MDL proposta.

página 18 Esta atividade de projeto reduz as emissões de GEE através do deslocamento de geração de energia de combustível fóssil com geração hidrelétrica renovável. Do ponto de vista do proprietário do projeto, não existem alternativas reais. Pela perspectiva do Sistema Interligado Nacional de Energia, a ausência desta usina específica, levaria a um aumento na geração de combustível fóssil, sendo que os principais potencias hídricos da região já foram desenvolvidos e o que o potencial remanescente está localizado a milhares de quilômetros ao norte, na região Amazônica. Neste sentido, apenas dois cenários serão analisados: Cenário 1. A alternativa à atividade do projeto é a continuação da situação atual (anterior) da energia elétrica fornecida por uma mistura de grandes hidrelétricas com grandes reservatórios e centrais térmicas. Cenário 2. A atividade de projeto proposta realizada sem estar registrada como uma atividade de projeto do MDL. Sub-passo 1b. Coerência com leis aplicáveis e regulamentos 2ª. Etapa. Análise de Investimento Sub-passo 2ª Determinar o método de análise apropriado. A receita principal do projeto vem da venda de eletricidade, portanto, a análise simples de custo não é aplicável. Opção II (análise de investimentos) não é suficiente porque não há outras opções de investimento a partir da perspectiva do proprietário do projeto com as quais o projeto pode ser comparado. Portanto, a adicionalidade é demonstrada através de uma análise de investimento de referência (opção III). Sub-passo 2b. Opção III. Aplicar a análise do valor de referência. Esta análise compara a taxa interna de retorno do projeto com um valor de referência. A Ferramenta para demonstração e avaliação de adicionalidade oferece orientação sobre como usar referências válidas: Nos casos em que uma abordagem de referência for usada, o valor de referência aplicada deve ser adequada ao tipo de TIR calculado. Taxas locais de empréstimos comerciais ou custos médios ponderados de capital (WACC), são parâmetros adequados para um projeto de IRR. E mais: O valor de referência interno da empresa / retornos esperados (incluindo os utilizados como o retorno esperado sobre o capital próprio no cálculo do custo médio ponderado de capital WACC), deve ser aplicado apenas nos casos em que há apenas um desenvolvedor possível do projeto e deve ser demonstrado ter sido usado para projetos semelhantes com riscos similares, desenvolvidos pela mesma empresa ou, se a empresa é nova, teria sido usado para projetos semelhantes no mesmo setor no país / região.

página 19 A Central Elétrica Anhanguera existe apenas desde 2007. Além disso, esta atividade de projeto é a primeira pequena hidrelétrica desenvolvida pela Seband. Não há histórico de projetos semelhantes dentro de qualquer organização a partir de onde se pode traçar um WACC. Esta análise irá utilizar o Ìndice de Energia Elétrica (IEE), o primeiro índice do setor foi criado pela BM&F-BOVESPA a mais importante instituição brasileira de transações de capital intermediário do mercado e os únicos títulos, commodities e futuros no Brasil. BM&F-BOVESPA age mais como um driver para o mercado de capitais brasileiro. IEE foi lançado em agosto de 1996, para medir o desempenho do setor de energia elétrica. Neste sentido, o índice é um instrumento de análise do desempenho de carteiras especializadas no setor de energia elétrica. A carteira do IEE é composta por 17 dos mais importantes utilitários do Brasil, incluindo empresas estatais, filiais locais de empresas globais e empresas totalmente nacionais. Beta será calculado pela razão entre o IEE e o IBOVESPA, principal indicador do desempenho do mercado brasileiro de ações. A relevância do IBOVESPA vem de dois fatores: ela reflete a variação de ações da BM&F mais negociadas da BOVESPA e tem tradição, tendo mantido a integridade de sua série histórica e não sofreu modificações metodológicas desde sua criação em 1968. A hipótese principal aqui está em concordância com as orientações acima, adotando um ponto de referência utilizados para projetos semelhantes no mesmo setor no país / região. O WACC pode ser definido como por: D E WACC Rd ( 1 Tc ) Re A A Onde: WACC R d T c R e D/A E/A Custo Médio Ponderado de Capital Custo da dívida (taxa de juros cobrada pelos credores) Imposto sobre projeto (geralmente imposto sobre o rendimento relacionado) Custo do Capital Próprio (definidos abaixo) Peso da dívida no Capex Peso da eqüidade em Capex A taxa da relação entre dívida e capital próprio assumiu-se que era de 49/51. Este índice representa a estrutura de juros mais comuns das operações do BNDES, o financiamento de 70% dos custos dos equipamentos, que geralmente representa cerca de 75% (e neste caso específico, 73%) do investimento total, incluindo a terra. A média do imposto de renda marginal corporativa (TC) é de 34% ao ano. O custo da dívida (RD) foi considerado como sendo composto por 9,25% da TJLP (BNDES TJLP = 6,25%) mais um spread de risco de 3,0% por um período de 14 anos, com carência de 2 anos. Esta é a taxa para o empréstimo contraído com o BNDES. De acordo com o CAPM (Capital Asset Pricing Model), o custo do capital próprio (RE) é definido como:

página 20 R e R f ( Rm R f ) Onde: R e R f R m β Custo do capital próprio Taxa livre de risco (títulos do governo, por exemplo) Taxa de retorno de Mercado (índice de troca de ações, por exemplo) covariância entre o retorno de ativos a o retorno do Mercado dividida pela variação de mercado. Como taxa livre de risco, este cálculo utiliza CDI Certificado de Depósito Interbancário. Além de um indicador, é também uma modalidade de investimento pagando uma taxa de juros. Só é negociado entre os bancos por um período de detenção de um dia. A taxa diária do CDI médio é usado como referência para o custo do dinheiro (em outras palavras, os juros) e uma ferramenta para avaliar a rentabilidade dos investimentos dos fundos. Um segundo indicador de RF, é o oficial individual de Poupança (Caderneta de Poupança), instrumento de isenção fiscal cuja remuneração é baseada na TR (Taxa Referencial) + 0,5% ao mês, aplicada a cada 30 dias. Silveira Et Allis mostraram Que ambos são indicadores válidos e, no intervalo de tempo aqui usado, são equivalentes. Índice da BM&F-BOVESPA foi usado como a taxa de retorno do mercado porque, além de ser amplamente utilizado em cálculos CAPM no país, que representa a quase totalidade do mercado empresarial brasileiro e é metodologicamente consistente. Erro! Fonte de referência não encontrada, resume esses valores calculados para um período de três anos antes do início da construção. Tabela 7. Cálculos WACC Taxa: Dívidas / Ativos D/A 50.9% Taxa: Capital / Ativos E/A 49.1% Impostos sobre projeto Tc 34.0% Taxa de juros sobre empréstimos Rd 9.3% Taxa livre de riscos Rf 11.8%

página 21 Taxa de retorno de mercado Rm 33.4% β β 81.7% Retorno esperado sobre o patrimônio Re 29.5% Wacc Wacc 17.6% As supostas bases de cálculo da TIR são mostrados na Erro! Fonte de referência não encontrada Tabela 8. Parâmetros utilizados no cálculo da TIR do projeto Project Assumptions Unidade Valor Fonte Data da decisão de adicionalidade 20/02/2008 PDD Contrato de consultoria Capacidade Instalada MW 22.5 3 x Hyundai 7.5MW geradores Fator de capacidade % 63% Quantidade esperada de energia elétrica gerada (enviada) Consumo interno de eletricidade GWh 99.601 % 0% Investimento na unidade R$/kW 3,478 Investimento estático (sem terra) Preço de venda da rede elétrica R$ 78,258,292 R$/MWh 189.00 Proinfa 2007 Custos da O&M R$/MWh 14.00 Sobrecarga local e gerenciamento Fator de emissão da rede tco2/mwh 0.2611 Investmento horizontal anos 35 Orçamento Padrão Eletrobras - 2007 Geração de energia assegurada emitida pela Aneel (Res.Normativa 65/2004) Orçamento Padrão Eletrobras - 2007 Orçamento Padrão Eletrobras - 2007 Orçamento Padrão Eletrobras - 2007 Experiência do proprietário do projeto % 0.0% % da receita de eletricidade Média 2007 EF dos PDDs brasileiros (Conservador para Brasil GAAP, depreciação em 25 anos) (10) Preço CER 16 Preço projetado CER em Jan/07 Média da taxa de câmbio 2007 R$/ 2.66 Banco Central do Brasil Esta demonstração de adicionalidade assume valores de 2007. O fator de emissão da rede naquele momento estava sendo calculado e utilizados em outros TIDs brasileiros, a adoção ACM0002 v.6 com dados fornecidos pelo Operador Nacional do Sistema. O fator de emissão da rede naquele momento era 0,261. Em julho de 2008, no momento da conclusão da primeira versão do PDD, o DNA brasileiro emitiu uma resolução que estabelece que o fator de emissão da rede para o Sistema Interligado Nacional de Energia seria publicado e atualizado. O DNA do Brasil publica uma tabela com valor por hora da margem operacional do fator de emissão para todo o ano anterior. Este PDD, para os cálculos ex-ante, usa a média anual de 2009 e para a demonstração da adicionalidade o valor do final de 2006.

página 22 Para demonstrar a adicionalidade do projeto de forma clara e conservadora, a análise de fluxo de caixa feita pela Pequena Hidrelétrica Anhanguera começou após a venda dos dois projetos hidrelétricos usando receitas de capital. O contrato de venda do projeto hidrelétrico com o comprador, estabelece que as RCEs dos outros dois projetos hidrelétricos também irão reverter para Seband, o cálculo da TIR não leva em conta estes RCEs devido às incertezas em volume e data de início. Isto é conservador visto que reduzem as receitas da Seband. As planilhas originais contêm informações confidenciais e serão enviadas ao DOE, DNA e EB/CDM. A TIR sem o fluxo de receitas das RCEs é de 12,5%, um valor menor que os 17,6% da WACC, portanto, não é um investimento atraente financeiramente. Sub-passo 2c.2 Cálculo e comparação dos indicadores financeiros Antes de vender as duas plantas, a TIR incluindo RCEs, eram de 9,9% ( dados disponíveis DOE ). Esta é uma forma de mostrar porque a Seband vendeu as outras duas usinas para a Duke Energy e usou a receita como capital no projeto Anhanguera. Sub-passo 2d.2 Análise de sensibilidade Erro! Fonte de referência não encontrada. Abaixo, TIR resultante quando os parâmetros críticos são analisados. Cada um dos principais parâmetros foi variada: Tabela 9 Resultados da análise de sensibilidade Sensibilidade ± 10% ± 20% Investmento R$ 78,468,708 14.04% 69,749,963 16.06% Taxa O&M / investmento 2.24% 12.61% 2.53% 12.76% Geração MWh / ano 109,561 13.57% 119,521 14.64% Preço PPA R$ / MWh 148.50 13.71% 162.00 14.94% Os custos de investimento e O&M foram reduzidos em 10% e 20%, geração de energia e preço da eletricidade aumentaram em 10% e 20%. Redução de investimento: Supondo que o investimento total é de 20% menor que o planejado, a TIR ainda está abaixo do WACC. Isto seria o equivalente a reduzir o investimento na unidade de 3.800 a 3.100 R$/KW, quando, a partir de 2010, o valor médio é superior a 4.000 R$/KW. Custos de O&M: redução de custos quase não causa nenhum impacto sobre a TIR. Energia gerada: cálculo da TIR utilizou um valor regulatório brasileiro chamado de energia assegurada. É uma valor emitido pela Aneel, a agência reguladora e é obtido a partir da hidrologia deca-milenar. Para a Anhanguera isto corresponde a um fator de utilização de pouco mais de 50%. Então o aumento de produção é um cenário provável. O

página 23 aumento de 20% na análise de sensibilidade ainda está longe do valor de referência. Seria necessário um aumento de 50% na produção de energia para atingir a referência. Isto significa gerir a fábrica a plena capacidade durante 75% do ano, que é mais do que a média de 65% das plantas no mesmo rio e região. Preço de venda: O preço original de 135,00 R$/MWh vem de contratos especiais com o governo, feitos para estimular o investimento em pequenas hidrelétricas. Naquela época, o preço médio PPA estava 130,00 R$/MWh. Para chegar ao valor de referência, um aumento de 40% no preço seria necessário. A partir de 2010, o preço médio ainda não atingiu o pico. Por isto, é seguro concluir que o projeto é estável em relação aos parâmetros críticos. Etapa 3- Análise de barreiras Não usado. Etapa 4- Análise de prática comum. Sub-passo 4 a : Analisar outras atividades similares à atividade do projeto proposto. PCH Anhanguera está localizada no Estado de São Paulo que faz parte da região Sudeste do Brasil. Erro! Fonte de referência não encontrada. Abaixo mostra a capacidade instalada do país, região e estado. Sendo a parte mais industrializada do país, o Sudeste tem quase metade da capacidade instalada e em operação no Estado de São Paulo, metade da capacidade desta região. O Plano Nacional de Energia 2030 mostra que o sistema elétrico irá expandir ainda mais para o norte, sendo que as usinas mais importantes já estão em operação no sul. Tabela 10 - Capacidade instalada de geração: Brasil, o Sudeste e São Paulo Brasil Sudeste São Paulo qt MW qt MW qt MW Operando 2,294 110,932 991 52,636 562 23,656 Em construção 132 15,898 44 3,689 19 562 Construção autorizada 485 31,652 143 4,764 40 611 total 2,911 158,481 1,178 61,090 621 24,829 relative to Brazil total Operando 43% 47% 24% 21% Em Construção 33% 23% 14% 3.5% Construção autorizada 29% 15% 8.2% 1.9% total 40% 39% 21% 16% http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.asp and http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/resumoestadual/resumoestadual.asp Pequenas hidrelétricas no Brasil são definidas como plantas com capacidade instalada inferior a 30MW e uma área de reservatório não superior a 3Km2. Em outubro de 2010 existiam 696 pequenas hidrelétricas em operação no Brasil, com uma capacidade total instalada de 3,4 GW

página 24 correspondente a 3,1% da capacidade do país (veja Erro! Fonte de referência não encontrada.1, abaixo). Existem 132 usinas em construção, das quais metade são pequenas hidrelétricas que adicionarão menos de 1% da capacidade total. Na região e no estado onde se localiza o projeto, as pequenas hidrelétricas são de relativa importância e em termos de país, ainda menores. Devido à predominância de plantas de grande capacidade, pequenas hidrelétricas não podem ser consideradas uma prática comum. No entanto, a tecnologia de instalação de pequenas hidrelétricas é bem conhecida no Brasil e aplicável para um amplo leque de condições geográficas. A rigor, neste sentido, o projeto Anhanguera não tem nada de especial que a distingua das outras 68 PCHs em construção no país. Tabela ll- Capacidade Instalada de Geração Brasil, o Sudeste e São Paulo SHP Brasil SHP Sudeste SHP São Paulo qt MW qt MW qt MW Operando 696 3,405 283 1,342 70 168 Em Construção 68 880 21 253 8 123 Construção autorizada 215 2,108 68 738 7 114 total 979 6,393 372 2,333 85 406 relativa ao Brasil total Operando 30% 3.1% 12% 1.2% 3.1% 0.2% Em Construção 52% 5.5% 16% 1.6% 6.1% 0.8% Construção autorizada 44% 6.7% 14% 2.3% 1.4% 0.4% 34% 4.0% 13% 1.5% 8.7% 0.3% http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.asp and Sub-passo 4b- Discutir outras opções similares que estejam ocorrendo: De acordo com informações publicamente disponíveis fornecidas pela ANEEL, a agência reguladora de energia elétrica no Estado de São Paulo, onde a Usina Anhanguera está localizada, existem 39 pequenas centrais hidrelétricas em operação, com 0,7% da capacidade instalada do estado (a partir de 12 de junho de 2009). Existem outras oito em construção, incluindo a Anhanguera, e outras 9 pequenas hidrelétricas que já tiveram sua licença concedida pela ANEEL no período de 1998-2009, mas que ainda não iniciaram a construção. Expandindose para a região Sudeste, onde São Paulo pertence. Num total de 70 pequenas hidrelétricas em operação no Estado de São Paulo, 37 começaram a operar antes de 1960 e, finalmente, foram providas de energia. A principal dificuldade em estruturar as finanças de uma hidrelétrica de pequeno porte é que, até 2008, a taxa internacional do Brasil preservou os fundos internacionais adicionando a isto riscos de atrasos, volatilidade nos preços e taxas de câmbio. A maioria dos pequenos projetos hidrelétricos desenvolvidos nos últimos anos, ou já em construção, procurou incentivo adicional para financiamento principalmente com o PROINFA ou MDL ou estruturas financeiras relacionadas. Erro! Fonte de referência não encontrada.2, abaixo, lista as pequenas centrais hidrelétricas em construção no Estado de São Paulo, em outubro de 2010, e mostra a importância decisiva de apoio financeiro adicional. 93% da capacidade é financiamento MDL. As três plantas restantes são menores que 5MW, exigindo investimentos menores. Excluindo apoio relacionado ao MDL

página 25 praticamente não haveria nenhuma nova pequena hidrelétrica de relevância no sudeste do Brasil. Portanto, este projeto não é uma prática comum. Tabela 12 Projetos de pequenas hidrelétrica em construção no Estado de São Paulo nome capacidade suporte locação rio Anhanguera 23 cdm SP Sapucaí Feixos 1 (*) SP Camanducaia Lavrinhas 30 cdm SP Paraíba do Sul Palmeiras 16 cdm SP Sapucaí-Mirim Queluz 30 cdm SP Paraíba do Sul Retiro 16 cdm SP Sapucaí São Joaquim 3 (*) SP Jaguari-Mirim São José 4 (*) SP Jaguari-Mirim subtotal CDM 115 5 total 123 8 (*) Informação não encontrada Consideração inicial de MDL e da continuidade da atividade de MDL Tabela 13, abaixo, mostra as ações tomadas para solicitar o registro do projeto MDL. Dois eventos, destacados em verde, demonstram como MDL foi levado em consideração, e destaque em amarelo quando a empresa de engenharia responsável pela construção da usina foi contratada. Tabela 13- Incentivos do MDL na decisão de prosseguir com a atividade do projeto Data 03/10/2002 Marco Agência Nacional Reguladora de Eletricidade(ANEEL) authoriza SEBAND como produtor de energia elétrica independente da pequena hidrelétrica Anhanguera (resolução número 541) 22/12/2003 Proprietário Oficial do projeto denominado como Central Elétrica Anhnaguera LTDA 12/06/2007 Agência Nacional Reguladora de Energia (ANEEL) transfere os direitos de exploração da pequena hidrelétrica Anhanguera da SEBAND para Central Elétrica Anhanguera Ltda (resolução número 957)

página 26 22/02/2007 31/10/2007 16/10/2007 2 plantas vendidas para Duke Energy para que se obtivesse recursos para implementar o projeto. O contrato tem uma cláusula em que Seband é proprietária dos créditos de carbono das duas plantas. Data final de recebimento de propostas de consultores de CDM - 7 empresas apresentaram propostas Contrato com o consultor para desenvolvimento do projeto de MDL Assinado (Ecoadvance) 31/10/007 Licença ambiental concedida pela Secretaria de Meio Ambiente Estadual 15/12/2007 Estudo de viabilidade desenvolvido pelo consultor de MDL 10/02/2008 15/02/2008 Contrato assinado pelo proprietário do projeto com uma empresa de engenharia para iniciar construção em 20 de fevereiro de 2008 Consultor de MDL Ecoadvance se torna parte da OneCarbon (uma empresa do grupo Econcern) 20/02/2008 Início das atividades de construção (movimentação da terra e concretagem) 18/07/2008 Fatura pro-forma dos três geradores 01/10/2008 Novos parceiros unem-se a empresa agora denominada Central Elétrica Anhanguera S.A. 02/10/2008 Início das atividades de construção da hidrelétrica 01/12/2008 Ordem de serviço assinada com a TUEV SUED para serviços de validação 11/12/2008 PDD publicado pela UNFCCC para consulta global 03/03/2009 Visita de campo da TUEV SUED 31/04/2009 Dados finais para colocar a subestação e linhas de transmissão no lugar 11/06/2009 É declarada falência da Econcern 18/06/009 Orbeo (Empresa Francesa) assina contrato para adquirir OneCarbon 31/10/2009 Data estimada para instalação do equipamento 28/11/2009 Integração entre Orbeo e OneCarbon 22/03/2009 Projeto é retirado 01/07/2010 Orbeo informa que não irá proceder com o contrato 01/02 a 01/07/2010 discussões internas para a forma de proceder com o projeto de MDL

página 27 01/08/2010 novas propostas dos consultores de MDL recebidas 01/10/2010 contrato com o novo consultor de MDL Seband é um pequeno grupo privado de investidores com forte histórico em recursos de engenharia. Começou desenvolvendo três projetos hidrelétricos no mesmo rio no início de 2000. Devido à restrições, tal como acesso limitado aos mercados financeiros, o grupo decidiu vender dois dos projetos hidrelétricos, a fim de ajudar a financiar o projeto remanescente, os créditos de carbono fazem parte do contrato de venda. Este tipo de estratégia não é incomum nas pequenas empresas brasileiras que precisam ter acesso a empréstimos e outros instrumentos financeiros. No momento da venda, Seband havia concluído o estudo de engenharia completo para todas as três usinas em conjunto com o relatório ambiental (EIA-RIMA). O órgão regulador brasileiro (ANEEL), responsável por pequenas hidrelétricas, aprovou os três projetos. Desde muito cedo a Seband sabia que as receitas das RCEs iriam desempenhar um papel importante na estrutura financeira dos projetos. Mas mesmo com o capital da receita da venda das duas usinas a ser utilizado na remanescente, Seband ainda seria obrigada a procurar um parceiro (Volkswagem) para trazer capital para desenvolver o projeto. A Central Elétrica Anhanguera aparece como proponente do projeto neste PDD. É uma empresa criada por Seband (Sociedade de Energia Bandeirantes) e seus parceiros: Volkswagem do Brasil e Plêuston Serviços Ltda com a estrutura das ações: Seband 33%, Volkswagem 40% e Plêuston 27%. Os créditos de carbono também foram uma parte essencial para finalizar o contrato e convencer os novos parceiros que o projeto era economicamente atraente. Isto demonstra fortemente que os incentivos do MDL são essenciais para o bom desenvolvimento do projeto e que o proprietário do projeto, séria e ansiosamente precisa que o projeto seja registrado como projeto de MDL, para aliviar os potenciais riscos. Em conclusão, a partir de todas as etapas concluídas aqui em B.5, pode-se concluir que o projeto é adicional, e não parte do cenário de referência. Sem o apoio de MDL, o projeto não seria implementado. B.6. Reduções de emissões: B.6.1. Explicação das escolhas metodológicas: >> De acordo com a metodologia selecionada aprovada (ACM0002), o fator de emissão (EFy) é calculado com uma margem combinada (CM), que consiste na combinação de fatores como margem operacional (OM) e margem de construção (BM). Com o propósito de determinar a margem de construção e a margem operacional, um projeto de sistema elétrico é definido pela extensão espacial das centrais que podem ser enviadas sem restrições significativas na transmissão. Da mesma forma, um sistema elétrico conectado é definido como um sistema

página 28 elétrico que é interligado por linhas de transmissão ao sistema elétrico do projeto e no qual as usinas podem enviar sem restrições significativas na transmissão. 1. Emissões do projeto A partir da metodologia ACM0002 versão 12, para atividades do projeto de energia hidrelétrica, que resultam em novos reservatórios, os proponentes do projeto devem ter em conta as emissões do projeto, estimado de acordo com os seguintes itens: FÓRMULA PEy... Onde: De acordo com ACM0002, versão 12, o consumo de combustíveis fósseis é apenas para ser contabilizado em projetos de energia geotérmica e solar térmica. Portanto, como a atividade do projeto envolve apenas uma usina hidrelétrica PEFF, y e PEGP y, são nulas. 1.1 Emissões de reservatórios de água das usinas hidrelétricas (a)????? (b) Se a densidade de potência da atividade do projeto (DP) é superior a 10 W/m 2 : PE HP, y 0 4. (4) A densidade de potência da atividade do projeto (DP) é calculado da seguinte forma:: Cap PD A PJ PJ Cap A BL BL Onde: (5) DP Densidade de potência da atividade do projeto (W/m 2 ); Cap PJ Capacidade instalada da usina hidrelétrica após a implantação da atividade de projeto (W); Cap BL Capacidade instalada da usina hidrelétrica antes da execução da atividade de projeto (W). Para novas usinas hidrelétricas, este valor é zero; A PJ Área do reservatório medido na superfície da água, após a implantação da atividade do projeto, quando o reservatório estiver cheio (m 2 ); A BL Área do reservatório medido na superfície da água, antes da execução do projeto, quando o reservatório está cheio (m 2 ). Para novas usinas hidrelétricas, este valor é zero;

página 29 2. Emissões da linha Emissões da linha incluem apenas as emissões de CO2 proveniente da produção de eletricidade em combustível fóssil, usinas que são deslocadas devido à atividade do projeto. A metodologia pressupõe que toda a geração de energia elétrica do projeto acima dos níveis basais teria sido gerada por usinas já existentes ligadas em rede, e a adição de novas usinas conectadas à rede. As emissões de linha de base são calculadas da seguinte forma: BE y EGPJ, y EFgrid, CM y (6) Onde: BE y EG PJ,y EF grid,cm,y Emissões de linha de base no BEy (tco 2 /yr) ao ano Quantidade de geração líquida de eletricidade que é produzida e transmitida pela rede, como resultado da execução da atividade de projeto MDL ao ano (MWh/ano); Margem combinada do fator de emissão de CO 2 para geração de energia da rede conectada no ano calculado utilizando a versão mais recente da Ferramenta para calcular o fator de emissão para um sistema elétrico (tco2/mwh). Cálculo de EG PJ,y Atividade do Projeto é uma planta greenfield, portanto a eletricidade líquida é dada por: (a) Usinas de Energia Renovável Greenfield EG PJ, y EG facility, y (7) Onde: EG PJ,y Quantidade de geração de eletricidade líquida que é produzida pela rede, como resultado da execução da atividade de projeto MDL ao ano (MWh/ano); EG facility,y Quantidade de geração de eletricidade líquida fornecida pela planta do projeto / unidade para a grade no ano (MWh/ano). A metodologia pressupõe que toda a geração de energia elétrica do projeto acima dos níveis basais (EG baseline), caso contrário teria sido gerado pela operação de usinas conectadas à rede e pela adição de novas fontes de geração. O AND brasileiro publicou a Margem do Fator de Emissão Operacional e a Margem de Construção do Fator de Emissão do Sistema Interligado Nacional de Energia com o qual o