página 1 MECANISMO DE DESEVOLVIMENTO LIMPO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO (MDL-DCP) Versão 03 em vigor desde: 28 Julho 2006 CONTEÚDO A. Descrição geral da atividade do projeto B. Aplicação de uma metodologia de linha de base C. Duração da atividade do projeto / período de crédito D. Impactos ambientais E. Comentários das partes interessadas ANEXOS Anexo 1: Informações de contato sobre os participantes da atividade do projeto Anexo 2: Informações com relação a financiamento público Anexo 3: Informações da linha de base
página 2 SEÇÃO A. Descrição geral da atividade do projeto A.1. Título da atividade do projeto: Título: Pequena Central Hidrelétrica Queixada PDD versão 1 PDD iniciado em 05/08/2010 A.2. Descrição da atividade do projeto: A Pequena Centra Hidrelétrica Queixada, doravante denominada atividade do projeto, consiste na construção e operação de uma usina hidrelétrica. O projeto será desenvolvido por uma empresa chamada QUEIXADA ENERGÉTICA SA, que é uma sociedade de propósito específico voltada para a promoção, implementação e operação da atividade do projeto. Foi estabelecida em 11/03/2010 de acordo com os registros, CNPJ: 11.896.615/0001-64 e Inscrição Estadual: 10475701-9. Seus investidores são João Francisco Bittencourt Diretor-Presidente com uma participação de 0.01% e J.Malucelli Energia S / A com 99.99% das ações. A J.Malucelli Energia S.A (parte do Grupo J.Malucelli), é a empresa do Grupo voltada para projetos de energia elétrica, e vem investindo em diversos tipos de negócios no segmento de geração de energia elétrica de pequeno porte, como pequenas centrais hidrelétricas, usinas hidrelétricas e parques eólicos. A sua gama de operações abrange desde a fase de identificação de negócios potenciais em inventários até a estruturação financeira e comercial do empreendimento. A empresa continua procurando oportunidades de novos investimentos neste setor, aumentando assim a participação da energia renovável do consumo total de energia do Brasil, em conjunto com os cuidados ambientais e sustentabilidade sócio-econômica. O projeto está localizado na bacia do Rio Corrente, nos municípios de Itarumã e Aporé, Estado de Goiás, entre os alfluentes de Espora e Olho d'água. Antes da implementação da atividade de projeto, a área não tinha usinas instaladas, e por isso corresponde a um Greenfield, e a energia é fornecida pela rede. Sem o projeto, essa energia teria sido gerada por usinas conectadas à rede e pela adição de novas fontes de geração. Portanto, o cenário de linha de base, que é estabelecido com base na metodologia ACM0002 (version12.1) é o mesmo cenário existente antes do início da implementação da atividade de projeto. O projeto deverá contribuir para a redução das emissões de GEE em 13.744 tco 2 /ano em comparação com o cenário de linha de base no primeiro período de crédito. A J. Malucelli investiu no projeto Queixada baseado na contribuição ambiental positiva e contribuição financeira do MDL. A atividade de projeto envolve o desenvolvimento de uma planta Greenfield consistente em uma usina a fio d'água, com 30 MW de capacidade instalada e uma área de reservatório de 6,7 km 2. A usina é composta por quatro geradores com turbinas Francis, onde cada unidade geradora tem uma potência nominal de 7,5 MW. A geração de eletricidade líquida anual é projetado para ser de 187.040 MWh / ano, conforme acordado entre o proprietário do projeto a ANEEL (Agencia Nacional de Energia Elétrica, entidade brasileira que regula a geração, distribuição e comercialização de energia elétrica). A Pequena Central Hidrelétrica Queixada reduz as emissões de gás de efeito estufa (GEE), especialmente CO 2 neste caso, através da substituição de energia que, na ausência da planta de energia renovável seria parcialmente gerada por usinas de combustíveis fósseis que liberam esses
página 3 gases. Desta forma, o resultado do comissionamento da usina vai reduzir as emissões de GEE da infra-estrutura brasileira de energia, reduzindo sua contribuição para a mudança climática global. A atividade de projeto irá ajudar o Brasil a cumprir suas metas para promover o desenvolvimento sustentável. O projeto está em conformidade com os requisitos do MDL do país anfitrião, uma vez que: (a) Vai evitar outros projetos que possam gerar energia através da queima de combustíveis fósseis, reduzindo as emissões potenciais de GEE. (b) Há geração de empregos para o povo do Estado de Goiás, durante a construção da usina e também para sua operação. Durante o período de construção da usina, 800 pessoas estão empregadas. Quando o projeto estiver totalmente operacional, se tornará uma fonte de emprego permanente para executar tarefas, tais como operação e manutenção, incluindo a manutenção de áreas verdes, limpeza e segurança. Cerca de 11 pessoas serão contratadas para executar essas tarefas. Vale a pena notar que o projeto dá aos seus trabalhadores todas as condições de trabalho formal. (c) Vai ajudar a economia local da região, uma vez que a operação da planta exigirá muitos prestadores de serviços em diversas áreas (saúde, jurídico e administrativo, técnicos, engenheiros, etc). Além disso, a operação do projeto, e, portanto, o fornecimento controlado de energia, vai oferecer incentivos para o incremento das atividades produtivas em vários setores econômicos. Terá um impacto sobre a geração de emprego para os setores primário e secundário no médio prazo (fazendo das atividades de consumo intensivo de energia atividades mais dinâmicas, tais como processos agro-industriais) e para o setor de serviços e negócios no médio e longo prazo. (d) Mesmo que a Pequena Central Hidrelétrica Queixada apresente impactos ambientais muito baixos, a J. Malucelli SA vai realizar investimentos consideráveis no desenvolvimento de programas ambientais para evitar ou mitigar possíveis impactos. Em relação à regulamentação do CONAMA e ANEEL, o projeto adotou várias ações de mitigação, como um programa de educação ambiental / social de comunicação, programa de monitoramento dos níveis de água e sedimentos, o plano de monitoramento da qualidade da água e limnologia, programa de re-vegetação e recuperação de terras degradadas, o programa de desmatamento, o programa de controle ambiental para evitar processos de erosão nos acessos e vias internas da PCH Queixada, programa de monitoramento da fauna e programa de monitoramento de conservação. (g) Os equipamentos necessários para desenvolver esse projeto serão adquiridos de fabricantes nacionais, além disso, seu uso exige treinamento e capacitação para os trabalhadores locais, vindo dos próprios fabricantes. Ainda que a região onde o projeto está sendo desenvolvido tem para o acesso à electricidade através do sistema interligado e do sistema isolado, com isso, as empresas obtém mais experiência e a tecnologia se torna mais amplamente divulgada, o que significa que o projeto realmente transfere tecnologia para a rede local. Esse caso poderia ser facilmente replicado, a fim de impulsionar o desenvolvimento de projetos hidrelétricos na região, incentivando o desenvolvimento de modernas e mais eficientes unidades de energia renovável em todo o Brasil. A.3. Participantes do Projeto: Nome da Parte envolvida (anfitrião) indica uma parte anfitriã Entidade(s) privada(s) e/ou pública(s) Participantes do projeto Indique se a Parte envolvida deseja ser considerada como participante do projeto (Sim/Não)
página 4 Brazil (anfitrião) J.Malucelli Energia S.A (Private) Não Favor consultar o Anexo 1 para obter informações detalhadas de contato. A.4. Descrição técnica da atividade do projeto: A.4.1. Localização da atividade do projeto: A.4.1.1. Parte(s) anfitriã(s):: Brasil A.4.1.2. Região/estado/província, etc.: Estado de Goiás A.4.1.3. Cidade/município/comunidade etc: Municípios de Itarumã e Aporé. A.4.1.4. Detalhes da localização física, inclusive as informações que permitem a identificação exclusiva desta atividade do projeto (uma página no máximo): A Pequena Central Hidrelétrica Queixada está localizada na bacia do rio Corrente. A Atividade do projeto tem as coordenadas: Latitude: 18 43 51,45 S Longitude: 51 47 54,12 W (GPS coordenadas). Esta localização é evidenciada por DESPACHO Nº 1.127, DE 26 DE MARÇO DE 2009 (Aprovação do Projeto Básico) e RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 2.419, DE 25 DE MAIO DE 2010 (Resolução que autoriza a J.Malucelli Energia a desenvolver o projeto Queixada). Também é possível obter a localização do projeto no site da ANEEL, no sistema SIGEL 1. 1 http://sigel.aneel.gov.br
página 5 Figure 1: Localização do Projeto (fonte: Google Maps) A.4.2. Categoria da atividade do projeto: >> A atividade do projeto é a geração de eletricidade interligada da rede a partir de fonte renovável (usina a fio d'água). Escopo setorial 1: indústrias de energia (fontes renováveis). A.4.3. Tecnologia a ser empregada pela atividade do projeto: A atividade do projeto irá gerar eletricidade por uma usina a fio d'água, uma tecnologia que tem um impacto mínimo sobre o meio ambiente 2, porque o reservatório é suficiente apenas para 11 dias de geração de eletricidade e é muito pequeno. Como conseqüência, os habitats naturais são mantidos e o impacto sobre as comunidades é pequeno, em comparação com as grandes usinas hidrelétricas com grandes barragens, que compõem a maior parte da energia hidrelétrica no país. 2 http://www.esha.be/fileadmin/esha_files/documents/publications/publications/brochure_en.pdf e http://www.watershed-watch.org/publications/files/run-of-river-long.pdf
página 6 Usina a fio-d água Fonte: E. ON (http://www.eon.com/graphics/visuals/vis_wasserkraft_grafik1_en.jpg) O projeto será construído sobre um campo greenfield, e não existem instalações anteriores ou outras infra-estruturas instaladas atualmente, como é possível observar na foto de imagem de satélite. Figura 2: Localização do projeto como um Greenfield. (fonte: Google Maps)
página 7 A situação anterior à implementação da atividade de projeto é onde a energia continua a ser gerada pela rede de eletricidade brasileira atual, que é composta principalmente de grandes hidrelétricas e usinas de energia de combustíveis fósseis. Além disso, as instalações de combustíveis fósseis devem aumentar sua participação no mix de energia. Portanto, o cenário de linha de base, que é estabelecido com base na metodologia ACM0002 (verão12.1), é o mesmo que o cenário existente antes do início da implementação da atividade de projeto. O projeto deverá contribuir para a redução das emissões de GEE em 13.744 tco 2 /ano, em relação ao cenário de linha de base no primeiro período de crédito. O projeto irá usar quatro turbinas Francis, que é uma tecnologia amplamente utilizada. Fonte (Toshiba) http://www3.toshiba.co.jp/power/english/hydro/products/equipment/image/118.jpg A atividade de projeto irá gerar energia renovável que será entregue ao Sistema Interligado Nacional (SIN). Neste caso, o fator de capacidade da planta é igual ao fator de carga da planta (PLF). O PLF é calculado dividindo-se a ENERGIA ASSEGURADA (21,6 MW) pela potência instalada (30 MW) = 0.72, e a ENERGIA ASSEGURADA da planta é definida na resolução da ANEEL. 3 Existem vários participantes na construção desta usina. Os equipamentos serão fornecidos pela Voith Hydro Ltda., Com tecnologia própria e que será responsável pelo fornecimento de equipamentos eletromecânicos completo, incluindo instalação, comissionamento e testes. A construção será realizada por J. Malucelli Construtora de Obras SA.. A engenharia civil e eletromecânica será realizada pela VLB. E a Rio Negro Consultoria será responsável pelo gerenciamento. Tipo de Geração Fio-d água Potência (capacidade instalada) 30 MW Fator de Capacidade 72% Geração media anual 187,040 MWh Queda 39.6 m. Área do Reservatório 6.7 km 2 Densidade de potência 4.48 W/m 2 3 DOU 10_AGO_2010_garantia física Queixada
página 8 Turbinas (Dados técnicos) 4 Francis 7.5 MW cada Turbinas (vida útil) Novo equipamento, 40 anos de vida útil 4 Geradores (Dados técnicos) 4 unidades, 7.5 MW potência nominal, fabricada pela GE. Geradores (vida útil) Novo equipamento, 40 anos de vida útil 5 Equipamento de Monitoramento (Dados técnicos) PowerLogic ION8600 Energy and power quality meter. 6 Faixa de precisão 0.005 A à 20 A O equipamento de monitoramento consiste de um medidor padrão aprovado pela CCEE, que acompanha a geração em tempo real e apresenta os dados de faturamento a cada 5 minutos, e elabora uma planilha que é automaticamente enviada para a CCEE. Este também está de acordo com os procedimentos de calibração indicados na Portaria INMETRO nº 431, de 4 de dezembro de 2007, indicado no sub-módulo do ONS 12.3 7. O processo de coleta de dados e envio de informações à CCEE será realizado de acordo com os procedimentos ANEEL relativos ao registro de dados de medição (PdC ME.01 8 ). Há um total de seis procedimentos de comercialização específicos para medição de energia, que estabelece os procedimentos necessários desde a coleta até a apresentação de dados de medição, auditorias, inspeção lógica de dados realizada pela CCEE, etc. De acordo com o manual do PowerLogic ION8600, a tensão, corrente e as medições de potência pode ser mostrado para uma, duas, ou três casas decimais de precisão. O valor padrão é duas casas decimais de precisão. A tecnologia é ambientalmente segura, e não é nova no país anfitrião. Existem outras usinas hidrelétricas em operação atualmente no país, mas essa é uma nova tecnologia nesta área e também no rio Corrente, de modo que o know-how pode ser transferido para a comunidade próxima. Portanto, pode-se considerar que o projeto está de acordo com os objectivos da WSSD 9. A fonte de gases de efeito estufa no projeto, se houver, vem da área inundada do reservatório e é calculado através do fator de densidade de potência. O fator de densidade de Potência calculado (PD) é 4,48 W/m 2, que é maior que 4 W/m 2 porém menor que 10 W/m 2, e de acordo com a metodologia, as emissões do projeto são 16.834 tco 2 e/ano. A.4.4. Quantidade estimada de reduções de emissões durante o período de crédito escolhido: Anos Estimativa anual de reduções de emissões em tco2e 1 Dez 2012-30 Nov 2013 13.744 1 Dez 2013-30 Nov 2014 13.744 4 Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico (http://www.aneel.gov.br/cedoc/aren2009367_2_primeira_ver.pdf) 5 Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico (http://www.aneel.gov.br/cedoc/aren2009367_2_primeira_ver.pdf) 6 http://global.powerlogic.com/products/meters_and_rtu/ion8600/ 7 http://www.ons.org.br/download/procedimentos/modulos/modulo_12/submodulo%2012.3_rev_1.0.pdf 8 http://www.ccee.org.br/cceeinterdsm/v/index.jsp?vgnextoid=67778d3ef9a3c010vgnvcm1000005e01010arcrd 9 World Summit for Sustainable development Millennium Development Goals, Plan of Implementation, Paragraph 19 (e)
página 9 1 Dez 2014-30 Nov 2015 13.744 1 Dez 2015-30 Nov 2016 13.744 1 Dez 2016-30 Nov 2017 13.744 1 Dez 2017-30 Nov 2018 13.744 1 Dez 2018-30 Nov 2019 13.744 Redução total estimada (tco2e) 96.208 Total de anos do período de crédito 7 Annual average over the crediting period of estimated reductions (tonnes of CO 2 e) 13.744 A.4.5. Financiamento publico da atividade do projeto: Não há financiamento público das Partes do Anexo I neste projeto. SEÇÃO B. Aplicação de uma metodologia de linha de base e de monitoramento B.1. Título e referência da metodologia de linha de base e de monitoramento aprovada aplicada na atividade do projeto: 1. Metodologia de linha de base e monitoramento ACM0002 Metodologia de linha de base consolidada para geração de eletricidade conectada à rede a partir de fontes renováveis, versão 12.1 2. Ferramenta para calcular o fator de emissão de um sistema elétrico, versão 2. 3. Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade, versão 05.2 B.2. Justificativa da escolha da metodologia e porque ela se aplica à atividade do projeto: >> A metodologia ACM0002 (versão 12.1) é aplicável a projetos de energia renovável conectados à rede que: (a) instalam uma nova usina em um lugar onde não havia usina de energia renovável operando antes da implementação do projeto (greenfield plant); (b) envolvem um aumento de capacidade; (c) envolvem um retrofit da(s) planta(s) existente(s); ou (d) envolvem a substituição de uma(s) planta(s) existente. No presente caso, o projeto Queixada está em conformidade com a condição (a). A atividade do projeto cumpre todas as condições estabelecidas nos critérios de aplicabilidade, de acordo com a metodologia selecionada.. Exigência A atividade do projeto é a instalação ou modificação/modernização de uma usina/unidade geradora de energia de um dos seguintes tipos: usina/unidade hidrelétrica (ou com um reservatório a fio d'água ou um reservatório de acumulação), usina/unidade de energia eólica, usina/unidade de energia Validação A atividade do projeto é a instalação de uma nova usina hidrelétrica (a fio d água).
página 10 geotérmica, usina/unidade de energia solar, usina/unidade de energia das ondas ou usina/unidade de energia das marés. A atividade do projeto é implementada em um reservatório existente, sem qualquer alteração no volume do reservatório. A atividade do projeto é implementada em um reservatório existente, onde o volume do reservatório é aumentado e a densidade de potência da atividade de projeto, conforme definições apresentadas na seção de emissões do projeto, é superior a 4 W/m2. A atividade do projeto resulta em novos reservatórios e a densidade de potência da usina, conforme definições apresentadas na seção de emissões do projeto, é superior a 4 W/m 2. Atividades de projetos que envolvam substituição de combustíveis fósseis por fontes de energias renováveis no local da atividade do projeto, uma vez que, neste caso, a linha de base possa ser o uso contínuo de combustíveis fósseis no local. Usinas energéticas a partir da queima de biomassa Usinas hidrelétricas que resultam em novos reservatórios ou no aumento de reservatórios existents onde a densidade de potência é menor que 4 W/m 2. Não aplicável, uma vez que o projeto é um novo empreendimento (green field facility) Não aplicável, uma vez que o projeto é um novo empreendimento (green field facility) A atividade do projeto produzirá um novo reservatório de 6,7 km 2 e a potência instalada será de 30 MW; portanto, a densidade de potência será 4,48 W/m 2, que é maior que 4 W/m 2. Não aplicável, uma vez que o projeto não envolve troca de combustível fóssil por fontes de energia renovável no local do projeto. Não aplicável, uma vez que o projeto é uma usina hidrelétrica. Não aplicável, uma vez que a atividade de projeto produzirá um novo reservatório de 6,7 km 2 e a potência instalada será de 30 MW;, portanto, a densidade de potência será 4,48 W/m 2, que é maior que 4 W/m 2. B.3. Descrição das fontes e dos gases incluídos no limite do projeto: De acordo com a "Ferramenta para calcular o fator de emissão de um sistema elétrico, versão 2", a definição do sistema elétrico interligado deve ser utilizada, indicada pela AND. No caso presente, a AND brasileira declarou o Sistema Interligado Nacional (SIN) como sistema único de rede para ser usado em todos os projetos de MDL em conformidade com as metodologias ACM0002 e AMS-ID. Isto está de acordo com a Resolução N º 8, de 26 de maio de 2008, e também à nota que esclarece o procedimento para chegar a esta decisão 10. De acordo com a ACM0002 (versão 12.1), a extensão especial dos limites do projeto incluem a usina e todas as outras usinas conectadas fisicamente ao sistema de eletricidade que o projeto está conectado. 10 http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/47953.html
página 11 Diagrama dos limites do projeto Monitoring Parameters Emission Sources A pj Reservoir Power House CAP pj Turbine Generator EG facility,y Substation EF grid,cm,y National Integrated Grid System (SIN) CO 2
página 12 Linha de Base Atividade do Projeto Fonte Gás Incluso? Justificativa / Explicação Emissões de CO 2 a partir de geração de eletricidade de usinas CO 2 Sim Fonte de emissão principal de combustível fóssil que são CH 4 Não Fonte de emissão secundária deslocados devido à atividade do projeto. N 2 O Não Fonte de emissão secundária Para usinas de energia geotérmica, as emissões CO 2 Não Fonte de emissão principal fugitivas de CH 4 e CO 2 de gases CH 4 Não Fonte de emissão principal não-condensáveis contidos em vapor geotérmico N 2 O Não Fonte de emissão secundária Emissão de CO 2 provenientes da queima de combustíveis fósseis CO 2 Não Fonte de emissão principal para geração de eletricidade em CH 4 Não Fonte de emissão secundária usinas termo-solares e usinas de energia geotérmica N 2 O Não Fonte de emissão secundária Para usinas hidrelétricas, emissões de CH 4 provenientes do reservatório CO 2 Sim Fonte de emissão secundária CH 4 Sim Fonte de emissão secundária N 2 O Não Fonte de emissão secundária B.4. Descrição de como o cenário da linha de base é identificado e descrição do cenário da linha de base identificado: A linha de base para a atividade do projeto foi estabelecida em função da metodologia aplicável ao projeto "Metodologia de linha de base consolidada para geração de eletricidade conectada à rede a partir de fontes renováveis", ACM0002v12. A atividade do projeto irá fornecer eletricidade renovável para o SIN brasileiro. Em concordância com a metodologia selecionada, a instalação de uma nova usina hidrelétrica conectada à rede irá produzir o seguinte cenário: Eletricidade fornecida à rede pela atividade do projeto que de outra forma teria sido gerada pela operação das usinas conectadas à rede e pela adição de novas fontes de geração, como refletido nos cálculos da margem combinada (CM) descritos na "Ferramenta para calcular o fator de emissão de um sistema elétrico. Passo 1: Identificar cenários de linha de base alternativas realistas e credíveis Aplicando o passo 1 da Ferramenta Cominada para identificar o cenário de linha Ed base e demonstrar a adicionalidade : Sub-passo 1a: Definir alternativas à atividade do projeto P1 A atividade de projeto proposta não é implementada como uma atividade de projeto MDL. P2 A continuação da situação atual, neste caso, uma vez que o aumento de potência é necessário, e isso significa a construção de uma usina de energia na mesma região, com uma
página 13 capacidade instalada semelhante à PCH Queixada, seguindo o negócio com abordagem usual (Usinas com grandes barragens ou usinas termelétricas). P3: Todas as outras alternativas plausíveis e credíveis para a atividade de projeto que fornecem um aumento na energia gerada no local e que são tecnicamente viáveis para implementar. Isto inclui, inter alia, diferentes níveis de substituição e / ou retrofit da(s) usina / unidade(s). Devido aos regulamentos do sistema elétrico e as condições de mercado, é mais fácil e mais rápido para instalar uma usina termelétrica que uma usina hidrelétrica no Brasil. Mesmo quando usinas hidrelétricas são consideradas, grandes reservatórios são geralmente mais atraentes financeiramente do que reservatórios menores. Sub-passo 1b: Consistência com leis e regulamentos Todas as alternativas e também a atividade de projeto cumprem com as leis e regulamentos obrigatórios. Passo 2: Análise de barreiras Neste projeto, a análise de barreiras não será executada em favor da análise de investimentos. Passo 3: Análise de Investimento Esta opção foi definida e a análise de cálculo será baseada em uma análise de benchmark, de acordo com o passo 2b da Ferramenta para demonstração da e avaliação da adicionalidade Na ausência da atividade do projeto, a eletricidade continuaria a ser gerada pelas fontes existentes. Os valores da Margem Combinada (CM) são fornecidas pela AND devido ao fato de que os dados de geração horária são informações confidenciais. Esses valores são calculados anualmente e publicados no website da AND 11 ; portanto uma análise ex-post será adotada. Portanto, o cenário de linha base foi identificado como a continuação da prática atual no Sistema Interligado Nacional Brasileiro (SIN), onde a eletricidade seria gerada pelas fontes presentes na rede. B.5. Descrição de como as emissões antropogênicas de GEEs por fontes são reduzidas para abaixo daquelas que teriam ocorrido na ausência da atividade do projeto de MDL registrada (avaliação e demonstração de adicionalidade): Consistente com ACM0002, a adicionalidade da Pequena Central Hidrelétrica Queixada será demonstrada e avaliada usando a versão mais recente da "Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade" versão 5.2 aprovada na EB39. A utilização da ferramenta é descrita abaixo: O participante do projeto considerou o desenvolvimento do projeto como uma iniciativa de MDL desde as fases iniciais do projeto. O formulário de Consideração prévia do MDL foi enviado em 11 11 http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/74689.html
página 14 de setembro de 2009 12 para a AND brasileira, Comissão Interministerial de Mudança Global do clima 13, para notificar a intenção de obter a certificação do MDL para o projeto Queixada. Isso constitui a Data da Consideração Prévia. Além disso, a diretoria da empresa fez nota formal de que o Pprojeto Queixada projeto era aplicável ao MDL em novembro de 2009, quando planilha de análise financeira definitiva do projeto foi desenvolvida, que constitui a Data da Decisão de Investimento dessa atividade de projeto e é a data utilizada neste PDD para realizar a análise financeira. O PP assinou o contrato EPC em 01 de junho de 2010, que pode ser considerado como a Data de Início, e a construção do projeto começou na mesma data. Todas essas informações foram incluídas na tabela apresentada abaixo, que resume a cronologia dos eventos, incluindo também o processo de MDL, o estudo de viabilidade e o início de operação do projeto. Data Evento Janeiro 2007 Relatório do EIA da Pequena Central Hidrelétrica Queixa finalizado 26 março 2008 Licença prévia emitida pela Fundação Estadual de Goiás - FEMA Julho 2008 Contratação do Consultor de MDL 14 (Data de Consideração Prévia) Outubro 2008 Projeto Básico 28 novembro 2008 Licença de Instalação 363/2008 26 março 2009 Aprovação do Projeto Básico pela ANEEL 11 setembro 2009 Formulário de Consideração Prévia enviada à AND e EB15 Novembro 2009 Planilha de Análise Financeira (Data de decisão de Investimento) 25 maio 2010 Resolução Autorizativa ANEEL 01 junho 2010 Assinatura do EPC e Início da Construção (Data de Início) Agosto 2010 Projeto Básico Consolidado PCH Queixada - VLB Engenharia 10 agosto 2010 Publicação Oficial da Garantia Física da ANEEL 10 agosto 2010 Qualificação Técnica EPE 15 setembro 2010 Assinatura do PPA 28 outubro 2010 Renovação da Licença de Instalação 01 março 2011 Resolução ANEEL para transferência da PCH Queixada da JMalucelli Energia para Queixada Energética S.A 01 dezembro 2011 Estimativa de entrada em operação Passo 1: Identificação de alternativas à atividade do projeto de acordo com as leis e normas vigentes Favor consultar seção B.4 Passo 2: Análise de Barreiras Essa análise não será considerada para esse projeto. A análise de investimento será utilizada. 12 Formulário da Consideração Prévia do MDL_QUEIXADA_ASSINADO 13 Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima - CIMGC 14 O contrato foi assinado em 30/Julho/2008 (9 PCHs da JMalucelli Energia, e o aditivo para a PCH Queixada foi assinado em 25/Abril/2010) 15 http://cdm.unfccc.int/projects/priorcdm/notifications/index_html
página 15 Passo 3: Análise de Investimento Horizonte de Investimento. Esse tipo de projeto no Brasil é BOT (Build, Operate, Transfer), uma vez que, como condição para atribuição da concessão, as autoridades vão reclamar de propriedade do projeto exatamente 30 anos após a publicação da atribuição da concessão. Portanto, a data da transferência, independentemente da vida útil da usina, é a última data em que a análise de investimento devem levar em conta os fluxos de caixa do projeto. A data de transferência para este projeto é 2040. Decisão do Investimento. A data de decisão do investimento é 1 de novembro de 2009, quando o PP tomou a decisão do investimento, baseado na análise financeira realizada na referida data. De acordo com a Ferramenta para demonstração e avaliação da adicionalidade, a análise de investimento foi selecionada. Sub-passo 3a. Determinar o método de análise apropriado A análise de benchmark (Opção III) foi selecionada como o método de análise mais adequado para considerar. Sub-passo 3b. Opção III - análise de benchmark Para a análise de Investimento, a Taxa Interna de Retorno (TIR)) foi escolhida como o indicador financeiro/econômico mais indicado para o projeto. Uma comparação entre a TIR do projeto com um benchmark selecionado será usado para demonstrar que o projeto precisa do incentivo de financiamento do carbono. A TIR foi calculada em uma "base do projeto" eo TIR do projeto foi calculado sobre uma "base real". O Benchmark WACC foi calculado sobre uma "base real" usando o CAPM. O Benchmark WACC no momento da decisão foi 11,88%. O Benchmark WACC foi calculado de acordo com as regras do MDL. O cálculo 16 foi feito pela Fundação Getulio Vargas FGV 17, com os resultados finais dando o benchmark WACC, para geração de energia no Brasil, 11,88% em 2009. O resumo é o seguinte: 16 Veja WACC_FGV_Nov-2010 17 Em 2000 e 2001, respectivamente, a FGV-EAESP foi a primeira instituição latino-americana obteve a certificação internacional pela AACSB e pela EFMD para seus cursos de graduação e pós-graduação. A AACSB (Associação para o Avanço Collegiate School of Business) é uma organização sem fins lucrativos com sede nos Estados Unidos, cuja missão é promover e reconhecer a excelência dos Programas de Administração de Empresas. EQUIS (European Quality Improvement System), é um sistema criado em 1997 pela European Foundation for Management Development (EFMD), com sede em Bruxelas, na Bélgica. Este selo de qualidade se soma ao da AACSB, obtido em abril de 2000. Apenas 11 instituições do mundo inteiro obtiveram essas duas certificações. O EQUIS avalia o desempenho das instituições acadêmicas com base em critérios internacionais, em um processo pelo qual as escolas são avaliadas pelos seus pares e clientes. Assim, obter o selo EQUIS da EFMD significa ter o reconhecimento internacional de qualidade, além de proporcionar a garantia de uma auditoria de acompanhamento estratégico, que servirá como orientação para o desenvolvimento continuado da escola.
página 16 O Benchmark WACC é apropriado, pois encapsula as condições de financiamento em vigor, e os dados disponíveis no momento da decisão de investimento da PCH Queixada. Ela é feita na base de que qualquer investidor (com uma razão de endividamento igual ao de empresas típicas de geração de energia no Brasil) teria enfrentado as condições de financiamento, e não é baseado no WACC específico de Queixada. Os dados para o Brasil são, essencialmente provenientes do Banco Central do Brasil e do BNDES. A razão de endividamento das empresas de geração de energia é traçada a partir de estatísticas do BNDES. Sub-passo 3c. Cálculo e comparação dos indicadores financeiros Planilha de Investimento. A planilha de investimento fornece a TIR do projeto sob cálculo em uma base real, assim como o cálculo do valor residual. Ele também fornece uma interface amigável como ferramenta de análise de sensibilidade em relação aos custos de investimento, custos de O&M, receita de energia e volume de geração. O PLF é analisado dentro das regras vigentes no Brasil para a determinação de "Energia Assegurada", que por sua vez determina os rendimentos obtidos a partir do volume de energia gerada.
página 17 Valor Residual. As regras estabelecem que, na data de transferência, as autoridades irão tomar posse do projeto e pagarão ao seu dono um valor de liquidação igual ao valor depreciado/amortizado do investimento. As regras do MDL estabelecem que o "valor justo de um projeto no final do período de avaliação" seja esperado que "inclua tanto o valor contábil do ativo e a expectativa razoável do lucro ou perda potenciais na realização dos ativos" (EB41 anexo 45 página 1 de Orientação 4). Como não é previsível qualquer lucro ou prejuízo na realização de ativos, o valor residual ou justo deste projeto será igual ao valor contábil (valor depreciado) do investimento na data da transferência (2040). A depreciação e amortização aplicada a este projeto são com base nas regras estabelecidas na Portaria (Portaria) n. 815, datada de 30 de Novembro de 1994, da Secretaria de Energia do Ministério de Minas e Energia do Brasil. A planilha de investimentos inclui, portanto, o Valor Residual como uma entrada de caixa em 2040. TIR de Investimento. A TIR foi calculada em uma base real do projeto antes de impostos. A TIR calculada do projeto é de 9,55%. TIR de Investimento com RCEs. A TIR com a contribuição das RCEs é 9,71% (considerando 10 Euros por RCE). Esta é uma estimativa conservadora, já que nenhuma provisão é feita para possíveis mudanças na linha de base em datas futuras. Enquanto argumentos prática comum podem reduzir a geração de RCE no futuro, a crescente necessidade de energia do Brasil para poder pode, ao contrário, reduzir a quota de fontes de energia renováveis na produção de energia total, e isso vai melhorar a geração de RCE. Além disso, nenhuma provisão é feita para os preços das RCEs, que são susceptíveis de aumentar muito mais rápido do que o sugerido pela taxa de inflação implícita na análise, na seqüência do debate político sobre a luta contra o aquecimento global. Sub-passo 3d. Análise de Sensibilidade A análise de sensibilidade foi realizada para verificar a solidez do modelo financeiro e de seus indicadores. A TIR sem RCEs em uma base real do projeto antes de impostos foi reavaliado após as possíveis variações em quatro variáveis: preços da energia, PLF, custo de investimento e operacional, com base no fato de que eles representam tanto mais de 20% dos custos de investimento ou mais de 20% da renda. Análise de Sensibilidade com base em limites de 5% e 10% A tabela e o gráfico abaixo mostram a TIR do projeto para os limites de 5% e 10%, assim como - 5% e -10%, aplicados às quatro variáveis. TIR com decréscimo de 10% TIR com decréscimo de 5% TIR do Projeto TIR com acréscimo de 5% TIR com acréscimo de 10% Mudança na Geração de Energia 9.48% 9.52% 9.55% 9.59% 9.59% do Projeto Mudança no Preço 8.35% 8.96% 9.55% 10.14% 10.71%
IRR (without CDM) FORMULÁRIO DO DOCUMENTO DE CONCEPÇÃO DO PROJETO página 18 da Energia Mudança no investimento 9.93% 9.74% 9.55% 9.37% 9.20% Mudança em O&M 9.71% 9.63% 9.55% 9.47% 9.38% 11.0% 10.5% 10.0% 9.5% 9.0% 8.5% 8.0% 7.5% Change in Project Power Generation Change in Energy Price Change in Investment Change in O&M 7.0% -15% -10% -5% 0% 5% 10% 15% Rate of change Determinação dos limites mais razoáveis para a Análise de Sensibilidade, com argumentos em apoio desta determinação: Investimento: Os custos estimados pelo PP são conhecidos a partir do EPC. Dado o fato de que a análise financeira foi baseado no EPC, que acabou por ser assinado, é improvável que o projeto poderia ter custos mais baixos do que o esperado. Propõe-se, no entanto, que um limite de -5% para a análise de sensibilidade ser usado. O&M: Os custos de manutenção têm um impacto bastante limitado sobre os fatores de decisão global de investimento, e sugere-se o limite de 10% a ser utilizado. Volume Produzido (Fator de Capacidade): O PPA inclui uma cláusula que permite flutuações na quantidade de energia fornecida. A cláusula permite a entregas de entre 90% e 110% da quantidade contratada mensalmente. Portanto, seria possível para o projeto gerar e vender, ao preço contratado, até 10% mais do que a quantidade contratada por mês, mas, até o final do ano, a energia vendida deve ser exatamente a quantidade que está no contrato. Fator de Capacidade: O fator de capacidade da planta é obtido dividindo a energia assegurada da usina por sua capacidade instalada. A energia assegurada de uma usina de energia não é determinada livremente pelo PP, mas é oficialmente estabelecidos pelo Ministério de Minas e
página 19 Energia- MCT 18 e a metodologia de cálculo é estabelecida pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. Um aumento substancial na geração de energia é altamente improvável, considerando que a geração de eletricidade estimada é baseada na energia assegurada estabelecida pelo MME. A energia assegurada estabelecida pelo MME é baseada em dados históricos desse rio e outros. Além disso, de acordo com a legislação brasileira - Decreto MME n º 5,163, datado 30 de Julho de 2004, a concessão do projeto deve ser baseado na potência máxima instalada e geração de energia da usina (o projeto não pode ser considerado ineficiente do ponto de vista do governo). Portanto, um aumento de 20% na geração de energia não é razoável no contexto do projeto e não se espera que ocorra. Se ocorrer, não iria fazê-lo em uma base consistente (por um longo período), e, muito provavelmente, os períodos de superprodução se alternariam com períodos de subprodução. É, portanto, sugerido um aumento de 5% como um limite para a análise de sensibilidade, apesar de mesmo um aumento total de 20% iria melhorar a TIR para chegar perto do nível do WACC.. Preço da Energia: Para esse projeto, há 4 PPAs assinados: 1. COPEN por R$ 155 / MWh 2. TRADENER por R$ 154.5 / MWh 3. COOMEX por R$ 153 / MWh 4. POWER por R$ 155.25 / MWh O preço de energia foi determinado de acordo com as regras do leilão da CCEE. Portanto, é improvável que o preço poderia aumentar. No entanto, uma análise de sensibilidade foi feita utilizando um possível aumento de 5%. Análise de Sensibilidade baseada nos limites Utilizando as sugestões acima para os limites da análise de sensibilidade (+ 20% para PLF, + 5% para o preço da Energia, -5% para o custo do Investimento e -10% para O&M), pode-se encontrar os resultados em termos de uma TIR ajustada na tabela abaixo: TABELA Decréscimo sugerido TIR resultante quando o limite é atingido TIR do Projeto TIR resultante quando o limite é atingido Acréscimo sugerido Mudança na Geração de Energia - - 9.55% 9.64% 20.00% do Projeto Mudança no Preço da Energia - - 9.55% 10.14% 5.00% Mudança no investimento 5.00% 9.74% 9.55% - - Mudança em O&M 10.00% 9.71% 9.55% - - Pode ser visto na tabela acima que nenhum dos acréscimos (ou decréscimos) resulta em uma TIR ajustada que exceda o WACC de 11,88%. 18 MME (Ministério de Minas e Energia MME) Resolution # 103, dated March 3rd, 2005. The methodology to determine the assured energy is based on 30 years historical data at least i.e. river flow data, downstream and upstream levels, and others. Ruling 463 of December 2009 established further rules to adjust the assured energy of Small Hydro Power Plants.
página 20 Portanto, a TIR do projeto permanece abaixo do WACC em todas as circunstâncias razoáveis e, portanto, pode ser considerado como financeiramente inviável sob as regras do MDL. Passo 4: Análise de Prática Comum Aqui está uma breve introdução do setor de energia elétrica no Brasil. Brazilian Electricity Market Levou anos para o setor elétrico no Brasil se tornar uma indústria moderna. Sua reforma começou em 1993, pondo fim a igualdade da tarifa e a criação de contratos de fornecimento entre produtores e distribuidores. Em 1995, esta reforma se tornou mais sólida quando os conceitos de produtores independentes de energia e consumidores livres foram criadas e, finalmente, em 1996, o Ministério de Minas e Energia implementou um projeto de reestruturação do setor elétrico no Brasil. Os principais resultados do projeto de reestruturação foi a mudança de um sistema monopolista e estatal para um sistema competitivo e mais equilibrado entre estatal e privado. Este projeto foi concluído em 1998 e definiu um modelo conceitual e institucional para o setor elétrico brasileiro, onde foram várias necessidades foram identificadas e cumpridas, como a divisão dos segmentos de geração, transmissão e distribuição, a regulamentação para a distribuição e transmissão de energia elétrica, a criação de uma entidade reguladora (ANEEL), um operador do sistema (ONS) e um espaço para comercialização de energia elétrica (MAE). Naquela época, o governo brasileiro decidiu reduzir a dependência do país em energia hidrelétrica, com aumento da geração termelétrica. O governo federal lançou no início de 2000 o Plano Prioritário de Termoelétricas (PPT) planejando a implantação de usinas termelétricas que utilizem principalmente gás natural. Em 2001, o setor passou por uma enorme crise de abastecimento, que terminou em um programa de racionamento de energia elétrica e em uma adequação do modelo utilizado até então. Esta situação conduziu a análise do modelo e, em 2004, o governo recém-eleito revisou as regras institucionais do mercado elétrico e propôs um novo modelo que foi aprovado pelo Congresso em março de 2004. O modelo 2004 foi implementado para reduzir os riscos de mercado. Várias instituições foram criadas: (i) EPE 19 para ser a responsável pelo planejamento à longo prazo do setor elétrico, (ii) CMSE 20 para garantir o fornecimento de energia e (iii) CCEE 21 para ajudar com as atividades relacionadas à comercialização de energia. Mix Brasileiro de Energia Elétrica A maioria da produção de eletricidade no Brasil é derivada de grandes usinas hidrelétricas (UHEs - com uma potência maior que 30MW) e grandes usinas de energia térmica (UTEs). Juntos, estes representam cerca de 68% e 26% da capacidade operacional total da Rede Brasileira (114GW) em abril de 2011 22. 19 Empresa de Pesquisa Energética 20 Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico 21 Câmara de Comercialização de Energia Elétrica 22 http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.asp
página 21 Além disso, há um total de 397 pequenas centrais hidrelétricas (PCH - com capacidade entre 1MW- 30MW) e, juntas, estas fornecem 3,1% da capacidade operacional da rede. Em abril de 2011, apenas 30 foram registrados no MDL. Normalmente, o desenvolvimento de uma UHE é promovido por grandes indústrias de energia intensiva, como a indústria de alumínio, que muitas vezes formam consórcios para geração de energia hidrelétrica. No entanto, essas usinas no Brasil estão longe de ser ambientalmente amigáveis em termos de densidade de potência (W/m 2 ), tendo em média um fator de 1,92 (0,52 km 2 /MW) 23. Além disso, projetos de grandes hidrelétricas envolvem desvantagens ambientais, como impactos mais pesados ao ecossistema, áreas maiores inundadas, realocação da comunidade local, etc. No final de 2000 e início de 2001 a Eletrobrás, em parceria com o BNDES, lançou o programa PCH-COM. O programa foi concebido para apoiar e incentivar a construção de pequenas centrais hidrelétricas. O programa PCH-COM seria financiado pelo BNDES e a comercialização da energia gerada seria organizada através da Eletrobrás (através de PPA). O programa falhou devido às garantias exigidas, além de outras cláusulas contratuais. O governo então criou outro programa de incentive - PROINFA, que visava acrescentar 3.300 MW de capacidade instalada através de pequenas centrais hidrelétricas, energia eólica, biomassa e geração de energia. O esquema ofereceu contratos de longo prazo com condições especiais, menores custos de transmissão e menores taxas de juros dos bancos de desenvolvimento locais. Em 2005, uma versão revisada do PROINFA foi lançado com a exigência de que quaisquer RCEs geradas a partir de projetos do Proinfa pertenceriam à Eletrobrás. A presença e a necessidade destes esquemas de incentivo é um indicativo dos muitos problemas que os projetos de PCH enfrentam se não tiverem apoio financeiro. Tais projetos no Brasil enfrentam barreiras enormes que não são viáveis sem incentivos adequados. Além disso, este projeto em particular não é elegível ao regime PROINFA porque o início da operação comercial do projeto iria ocorrer após a data de corte, onde não era possível obter os incentivos do PROINFA. Como resultado, a adição de renda de RCEs agora se tornou um incentivo necessário para o desenvolvimento deste projeto em particular e pequenas usinas hidrelétricas similares no Brasil. Mesmo que a energia hidrelétrica, como explicado anteriormente, seja a principal fonte de produção de energia no Brasil, de acordo com a MEN 2023 24 (horizon 2005-2023), a sua quota de capacidade total de energia elétrica deverá ser reduzida de 83% em 2005 para 71% em 2023. Como resultado, para a proporção de plantas térmicas de Gás Natural é esperado um aumento. De acordo com a MEN 2023, a composição do mix de oferta de energia até 2023 deve ser a seguinte: 23 Plano Decenal Expansão Energia (Decennial Energy Expansion Plan 2006-2015) 24 MEN: Matriz Energética Nacional (National Energetic Matrix), a simulation study for the electric sector in Brazil.
página 22 A partir de informações fornecidas pela ANEEL em abril de 2011, há um total de 14.780 MW de capacidade em construção no Brasil. 25 Destes, apenas 687MW serão de PCHs. O uso potencial e uma nova adição de carvão e de geração de base nuclear também devem ser considerados. Em particular, há razões econômicas por trás da expansão do uso de carvão na região sul, devido à localização geográfica das reservas do Brasil. Capacidade adicional através da energia nuclear poderia ser particularmente atraente nas regiões Sudeste e Nordeste, onde os restantes recursos hidrelétricos estão praticamente esgotados. Em conclusão, os projetos de PCH não são prática corrente no Brasil. Maior parte da energia gerada é baseada em grandes hidrelétricas e usinas térmicas. Estas desfrutam de vantagens significativamente mais econômicas no Brasil e isso se reflete nas projeções do mix futuro de energia do Brasil. Sub-passo 4a: Analisar outras atividades semelhantes à atividade do projeto proposta: De acordo com a ferramenta de adicionalidade, quando se considera atividades semelhantes, estas devem ser no mesmo país / região e / ou contam com uma tecnologia muito semelhante, sejam de uma escala similar, e aconteçam em um ambiente comparável com relação ao marco regulatório, clima de investimento, acesso à tecnologia, acesso à financiamento etc. Em resumo, a análise de limites de similaridade são considerados como segue: a) País / região: Como a AND brasileira declarou o Sistema Interligado Nacional - SIN como o sistema de único no Brasil, as usinas conectadas ao SIN serão consideradas. b) Tecnologia Similar: Usinas hidrelétricas serão consideradas. c) Escala similar: Queixada é categorizado como um projeto de PCH no Brasil que é definido pela ANEEL como "usinas com capacidade instalada superior a 1 MW e inferior a 30 MW e área do reservatório igual ou inferior a três quilômetros quadrados. 25 http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.asp