Emissões de Gases de Efeito Estufa e Planejamento de Recursos Energéticos

Resumo do Tópico

A geração de eletricidade representa a maior fonte de emissões de gases de efeito estufa (GEE) no mundo. Principalmente dióxido de carbono, metano e óxido nitroso, essas emissões são, em sua maioria, subprodutos da combustão de combustíveis fósseis. Os segmentos de transmissão ou distribuição (T&D) do setor produzem emissões insignificantes. As entidades concessionárias de energia elétrica podem enfrentar custos operacionais e despesas de capital significativos para mitigar as emissões de GEE à medida que os regulamentos ambientais se tornam cada vez mais rigorosos. Embora muitos desses custos possam ser transferidos para os clientes de uma concessionária, algumas geradoras de energia, especialmente em mercados desregulamentados, podem não conseguir recuperar esses custos. As entidades podem reduzir as emissões de GEE provenientes da geração de eletricidade por meio de um cuidadoso planejamento de investimentos em infraestrutura, garantindo a entrega de um mix energético capaz de atender aos requisitos de emissões estabelecidos pelos regulamentos e implementando tecnologias e processos líderes do setor. Ser proativo na redução econômica das emissões de GEE pode criar uma vantagem competitiva para as entidades e mitigar custos imprevistos de conformidade regulatória. A falha em estimar adequadamente as necessidades de despesas de capital e os custos de licenciamento, ou outras dificuldades na redução das emissões de GEE, pode resultar em efeitos negativos significativos nos retornos, na forma de baixa de ativos, nos custos para obter créditos de carbono ou em aumentos inesperados nas despesas operacionais e de capital. A ênfase regulatória sobre essa questão poderá aumentar nas próximas décadas, como exemplificado pelo acordo internacional de redução de emissões celebrado na 21ª sessão da Conferência das Partes das Nações Unidas em 2015.

Métricas

IF-EU-110a.1. (1) Emissões globais brutas de Escopo 1, porcentagem coberta pelos (2) regulamentos de limitação de emissões e (3) regulamentos de relatório de emissões

1 A entidade deverá divulgar suas (1) emissões globais brutas de Escopo 1 de gases de efeito estufa (GEE) para a atmosfera dos sete GEE abrangidos pelo Protocolo de Quioto - dióxido de carbono (CO 2 ), metano (CH 4 ), óxido nitroso (N 2 O), hidrofluorocarbonetos (HFCs), perfluorocarbonos (PFCs), hexafluoreto de enxofre (SF 6 ) e trifluoreto de nitrogênio (NF 3 ).

1.1 As emissões de todos os GEE deverão ser consolidadas e divulgadas em toneladas métricas de dióxido de carbono equivalente (CO 2 -e) e calculadas de acordo com os valores publicados do potencial de aquecimento global (GWP) para um horizonte de tempo de 100 anos. Até o momento, a fonte preferida para os valores do GWP é o Quinto Relatório de Avaliação (2014) do Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (IPCC).

1.2 Emissões brutas são GEE emitidos para a atmosfera antes de serem contabilizadas as compensações, créditos ou outros mecanismos semelhantes que tenham reduzido ou compensado as emissões.

2 As emissões de Escopo 1 são definidas e deverão ser calculadas de acordo com a metodologia contida em The Greenhouse Gas Protocol: A Corporate Accounting and Reporting Standard (GHG Protocol), Edição Revisada, março de 2004, publicado pelo World Resources Institute e pelo World Business Council on Sustainable Development (WRI/WBCSD).

2.1 Essas emissões incluem emissões diretas de GEE provenientes de fontes fixas ou móveis que incluem instalações de produção, edifícios de escritórios e transporte de produtos (marítimo, rodoviário e ferroviário).

2.2 Metodologias de cálculo aceitáveis incluem aquelas que estão em conformidade com o GHG Protocol como referência básica, mas fornecem orientações adicionais, como orientações específicas do setor ou da região. Exemplos incluem:

2.2.1 Orientação sobre Relatórios de GEE para o Setor Aeroespacial publicada pelo Grupo Ambiental Aeroespacial Internacional (IAEG)

2.2.2 Orientação sobre Inventário de Gases de Efeito Estufa: Emissões Diretas de Fontes de Combustão Estacionária publicada pela Agência de Proteção Ambiental dos EUA (EPA)

2.2.3 Programa de Inventário de GEE da Índia

2.2.4 ISO 14064-1

2.2.5 Diretrizes do Setor Petrolífero para relatório emissões de GEE, 2ª edição, 2011, publicado pela IPIECA

2.2.6 Protocolo para a quantificação das emissões de gases de efeito estufa provenientes de atividades de gestão de resíduos publicado por Entreprises pour l'Environnement (EpE)

2.3 Os dados de emissões de GEE deverão ser consolidados e divulgados de acordo com a abordagem com a qual a entidade consolida seus dados de relatório financeiro, que geralmente está alinhada com a abordagem de 'controle financeiro' definida pelo GHG Protocol e a abordagem publicada pelo Climate Disclosure Standards Board (CDSB), descrita no REQ-07, 'Limite organizacional', da Estrutura do CDSB para relatório de informações ambientais e sociais.

3 A entidade deverá divulgar (2) a porcentagem de suas emissões globais brutas de GEE de Escopo 1 cobertas por um regulamento ou programa de limitação de emissões destinado a limitar ou reduzir diretamente as emissões, tais como esquemas "cap-and-trade", sistemas de impostos/taxas de carbono e outros controles de emissões (por exemplo, abordagem de comando e controle) e mecanismos baseados em licenças.

3.1 Exemplos de regulamentos de limitação de emissões incluem:

3.1.1 Cap-and-Trade da Califórnia (Lei de Soluções para o Aquecimento Global da Califórnia)

3.1.2 Regime Comunitário de Licenças de Emissão da União Europeia (EU ETS)

3.1.3 Cap-and-Trade de Quebec (Lei de Qualidade Ambiental de Quebec)

3.2 A porcentagem deverá ser calculada como a quantidade total de emissões globais brutas de GEE de Escopo 1 (CO 2 -e) cobertos por regulamentos de limitação de emissões dividido pela quantidade total de emissões globais brutas de GEE de Escopo 1 (CO 2 -e).

3.2.1 Para emissões sujeitas a mais de um regulamento de limitação de emissões, a entidade não deverá contabilizar essas emissões mais de uma vez.

3.3 O escopo dos regulamentos de limitação de emissões exclui as emissões cobertas por regulamentos voluntários de limitação de emissões (por exemplo, sistemas de comércio voluntário), bem como regulamentos baseados em relatórios.

4 A entidade deverá divulgar (3) a porcentagem de suas emissões globais brutas de GEE de Escopo 1 cobertas por regulamentos baseados em relatórios de emissões.

4.1 Regulamentos baseados em relatórios de emissões são definidos como regulamentos que exigem a divulgação de dados de emissões de GEE aos órgãos reguladores e/ou ao público, mas para os quais não há limite, custo, meta ou controles sobre a quantidade de emissões geradas.

4.2 A porcentagem deverá ser calculada como a quantidade total de emissões globais brutas de GEE de Escopo 1 (CO 2 -e) cobertos por regulamentos baseados em relatórios de emissões dividido pela quantidade total de emissões globais brutas de GEE de Escopo 1 (CO 2 -e).

4.2.1 Para emissões sujeitas a mais de um regulamento baseado em relatórios de emissões, a entidade não deverá contabilizar essas emissões mais de uma vez.

4.3 O escopo dos regulamentos baseados em relatórios de emissões não exclui as emissões cobertas por regulamentos de limitação de emissões.

5 A entidade poderá discutir qualquer alteração em suas emissões com relação ao período de relatório anterior, incluindo se a alteração se deveu a reduções de emissões, desinvestimento, aquisição, fusões, alterações na produção ou alterações na metodologia de cálculo.

6 Caso o relatório atual de emissões de GEE ao CDP ou a outra entidade (por exemplo, um programa nacional de divulgação regulatória) esteja diferente em termos do escopo e da abordagem de consolidação utilizada, a entidade poderá divulgar essas emissões. No entanto, a divulgação principal deverá estar de acordo com as diretrizes descritas acima.

7 A entidade poderá discutir a metodologia de cálculo para sua divulgação de emissões, tal como se os dados fossem provenientes de sistemas contínuos de monitoramento de emissões (CEMS), cálculos de engenharia ou cálculos de balanço de massa.

IF-EU-110a.2. Emissões de gases de efeito estufa (GEE) associadas ao fornecimento de energia

1 A entidade deverá divulgar as emissões globais brutas de gases de efeito estufa (GEE) associadas à energia elétrica fornecida a clientes de varejo, resultantes de geração de energia própria e de energia adquirida.

1.1 Emissões de GEE são definidas como emissões para a atmosfera dos sete GEE abrangidos pelo Protocolo de Quioto - dióxido de carbono (CO 2 ), metano (CH 4 ), óxido nitroso (N 2 O), hidrofluorocarbonetos (HFCs), perfluorocarbonos (PFCs), hexafluoreto de enxofre (SF 6 ) e trifluoreto de nitrogênio (NF 3 ).

1.1.1 As emissões de todos os GEE deverão ser consolidadas e divulgadas em toneladas métricas de dióxido de carbono equivalente (CO 2 -e) e calculadas de acordo com os valores publicados do potencial de aquecimento global (GWP) para um horizonte de tempo de 100 anos. Até o momento, a fonte preferida para os fatores do GWP é o Quinto Relatório de Avaliação (2014) do Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (IPCC).

1.1.2 Emissões brutas são GEE emitidos na atmosfera antes da contabilização de compensações ou créditos.

2 As emissões de GEE associadas à energia elétrica fornecida a clientes de varejo são definidas e deverão ser calculadas de acordo com a metodologia estabelecida pelo numerador na 'Métrica D-3 do EPS: Fornecimento de Energia Elétrica no Varejo', contida no Protocolo do Setor de Energia Elétrica para o Programa de Relatórios Voluntários, junho de 2009, Versão 1.0, fornecido pelo The Climate Registry, incluindo Atualizações e Esclarecimentos de 2010 (que esclareceu que 'Métrica D-3 do EPS: Fornecimento de Energia Elétrica no Varejo' foi erroneamente rotulado como 'Métrica D-1 do EPS' na versão 1.0).

2.1 Essas emissões geralmente são calculadas como a soma das emissões provenientes das instalações de geração de energia de propriedade da entidade e das emissões de energia adquirida de terceiros, subtraídas pelas emissões provenientes de energia revendida no atacado.

2.2 O escopo das emissões de GEE deverá incluir todas as emissões associadas à energia fornecida a clientes de varejo, incluindo emissões associadas à energia perdida na transmissão e distribuição.

2.3 Os fatores de emissão para energia adquirida de terceiros baseiam-se no método mais relevante e preciso, que dependerá do tipo de energia adquirida. O Protocolo do Setor de Energia Elétrica para o Programa de Relatórios Voluntários estabelece métodos potenciais.

3 A divulgação corresponde ao numerador na métrica contida em Métricas para Avaliar o Desempenho de Sustentabilidade das Empresas de Energia Elétrica de 2018, 'Índices totais de emissões de CO 2 para fornecimento de energia', do Electric Power Research Institute, exceto no que diz respeito ao escopo das emissões que inclui todos os sete GEE abrangidos pelo Protocolo de Quioto.

IF-EU-110a.3. Discussão da estratégia ou plano de longo e curto prazo para gerenciar as emissões de Escopo 1, metas de redução de emissões e uma análise do desempenho em relação a essas metas

1 A entidade deverá discutir sua estratégia ou plano de longo e curto prazo para gerenciar suas emissões de gases de efeito estufa (GEE) de Escopo 1.

1.1 As emissões de Escopo 1 são definidas e deverão ser calculadas de acordo com a metodologia contida em The Greenhouse Gas Protocol: A Corporate Accounting and Reporting Standard (GHG Protocol), Edição Revisada, março de 2004, publicado pelo World Resources Institute e pelo World Business Council on Sustainable Development (WRI/WBCSD).

1.2 O escopo das emissões de GEE inclui os sete GEE abrangidos pelo Protocolo de Quioto - dióxido de carbono (CO 2 ), metano (CH 4 ), óxido nitroso (N 2 O), hidrofluorocarbonetos (HFCs), perfluorocarbonos (PFCs), hexafluoreto de enxofre (SF 6 ) e trifluoreto de nitrogênio (NF 3 ).

2 A entidade deverá discutir sua(s) meta(s) de redução de emissões e analisar seu desempenho em relação à(s) meta(s), incluindo, se relevante:

2.1 O escopo da meta de redução de emissões (por exemplo, a porcentagem do total de emissões à qual a meta é aplicável);

2.2 Se a meta é absoluta ou baseada na intensidade, e o denominador da métrica se for uma meta baseada na intensidade;

2.3 A porcentagem de redução em relação ao ano base, com o ano base representando o primeiro ano em relação ao qual as emissões são avaliadas no sentido do cumprimento da meta.

2.4 Os cronogramas da atividade de redução, incluindo o ano de início, o ano alvo e o ano base;

2.5 O(s) mecanismo(s) para atingir a meta; e

2.6 Quaisquer circunstâncias em que as emissões da meta ou do ano base tenham sido, ou possam ser recalculadas retrospectivamente ou a meta ou o ano base tenham sido redefinidos.

3 A entidade deverá discutir sua estratégia para gerenciar riscos e oportunidades associados ao ambiente regulatório de emissões de GEE, que pode incluir:

3.1 Quaisquer alterações que tenha feito ou planeje fazer em sua estrutura ou modelo de negócios

3.2 O desenvolvimento de novas tecnologias ou serviços

3.3 Quaisquer alterações que tenha feito ou planeje fazer em seu processo operacional, controle ou estruturas organizacionais

3.4 Influenciar o processo e os resultados regulatórios ou legislativos, que pode incluir interações com reguladores, agências reguladoras, comissões de serviços públicos, legisladores e formuladores de políticas

4 A entidade poderá discutir seu envolvimento nos mercados de energia verde, incluindo o número de clientes atendidos (por categoria de cliente) e a correspondente eletricidade gerada.

4.1 Mercados de energia verde são definidos como um serviço público opcional que permite aos clientes a oportunidade de apoiar um maior nível de investimento das entidades de serviço público em tecnologias de energia renovável.

4.2 A entidade poderá divulgar casos em que o fornecimento de mercados de energia verde seja exigido pelas normas estaduais de portfólio renovável.

5 A entidade deverá discutir as atividades e investimentos necessários para atingir os planos ou metas, e quaisquer riscos ou fatores limitantes que possam afetar o cumprimento dos planos ou metas.

6 A entidade deverá discutir o escopo de suas estratégias, planos ou metas de redução, tais como se pertencem de forma diferente a diferentes unidades de negócios, geografias ou fontes de emissões.

7 A entidade deverá discutir se suas estratégias, planos ou metas de redução estão relacionados ou associados a programas ou regulamentos de limitação de emissões ou baseados em relatórios de emissões (por exemplo, o Regime Comunitário de Licenças de Emissão da UE, o Sistema Cap-and-Trade de Quebec, o Programa Cap-and-Trade da Califórnia), incluindo programas regionais, nacionais, internacionais ou setoriais.

8 A divulgação de estratégias, planos ou metas de redução será limitada às atividades que estavam em andamento (ativas) ou que foram concluídas durante o período de relatório.

Gestão Hídrica

Resumo do Tópico

A geração de eletricidade é um dos setores que mais consome água no mundo em termos de captação de água. As usinas termelétricas - normalmente a carvão, nucleares e a gás natural - utilizam grandes quantidades de água para fins de resfriamento. O setor enfrenta crescentes riscos relacionados com o fornecimento de água e riscos regulatórios, exigindo potencialmente investimento de capital em tecnologia ou mesmo a criação de ativos irrecuperáveis. À medida que o fornecimento de água diminui em muitas regiões - e a geração de eletricidade, a agricultura e o uso comunitário competem pelo fornecimento de água - cada vez mais, as usinas elétricas podem não conseguir funcionar a plena capacidade, ou mesmo não funcionar, devido a restrições hídricas específicas da região. A disponibilidade de água é um fator importante a ser considerado no cálculo do valor futuro de muitos ativos de geração de eletricidade e na avaliação de propostas de novas fontes de geração. O aumento da escassez de água - devido a fatores como o aumento do consumo e a redução do fornecimento resultantes das mudanças climáticas, que podem resultar em secas mais frequentes ou intensas - pode levar as autoridades regulatórias a limitar a capacidade das entidades de captarem as quantidades necessárias de água, especialmente em regiões com estresse hídrico de base alto. Além disso, as entidades devem gerenciar o crescente número de regulamentos relacionados com os impactos significativos sobre a biodiversidade que essas grandes captações podem causar. Para mitigar esses riscos, as entidades podem investir em sistemas de utilização de água mais eficientes para as usinas e dar prioridade estratégica à avaliação da disponibilidade de água no longo prazo, bem como aos riscos de biodiversidade relacionados à água, ao instalarem novas usinas elétricas.

Métricas

IF-EU-140a.1. (1) Total de água captada, (2) total de água consumida; porcentagem de cada um em regiões com Estresse Hídrico de Base Alto ou Extremamente Alto

1 A entidade deverá divulgar a quantidade de água, em milhares de metros cúbicos, captada de todas as fontes.

1.1 As fontes de água incluem águas superficiais (incluindo águas de zonas úmidas, rios, lagos e oceanos), águas subterrâneas, águas pluviais coletadas diretamente e armazenadas pela entidade, e águas e águas residuais obtidas de abastecimento municipal, serviços públicos ou outras entidades.

2 A entidade poderá divulgar partes de seu fornecimento por fonte se, por exemplo, partes significativas das captações forem provenientes de fontes que não sejam de água doce.

2.1 Água doce pode ser definida de acordo com as leis e regulamentos locais onde a entidade opera. Se não existir uma definição legal, será considerada água doce aquela que contém menos de 1.000 partes por milhão de sólidos dissolvidos.

2.2 Pode-se presumir que a água obtida de um serviço público em conformidade com os regulamentos jurisdicionais de água potável atende à definição de água doce.

3 A entidade deverá divulgar a quantidade de água, em milhares de metros cúbicos, consumida em suas operações.

3.1 O consumo de água é definido como:

3.1.1 Água que evapora durante a captação, uso e descarte

3.1.2 Água que seja direta ou indiretamente incorporada ao produto ou serviço da entidade

3.1.3 Água que não retorna de outra forma para a mesma área de captação de onde foi captada, como a água devolvida para outra área de captação ou para o mar

4 A entidade deverá analisar todas as suas operações quanto a riscos hídricos e identificar atividades que captam e consomem água em locais com Estresse Hídrico de Base Alto (40-80%) ou Extremamente Alto (>80%), conforme classificado pela ferramenta Aqueduct, um Atlas de Risco Hídrico do World Resources Institute (WRI).

5 A entidade deverá divulgar a água captada em locais com Estresse Hídrico de Base Alto ou Extremamente Alto como uma porcentagem do total de água captada.

6 A entidade deverá divulgar a água consumida em locais com Estresse Hídrico de Base Alto ou Extremamente Alto como uma porcentagem do total de água consumida.

IF-EU-140a.2. Número de incidentes de não conformidade associados a licenças, padrões e regulamentos de qualidade da água

1 A entidade deve divulgar o número total de incidentes de não conformidade, incluindo violações de um padrão baseado em tecnologia e excedentes de padrões baseados em quantidade ou qualidade.

2 O escopo da divulgação inclui incidentes regidos por licenças e regulamentos legais jurisdicionais aplicáveis, que incluem o descarte de uma substância perigosa, violação dos requisitos de pré-tratamento ou excedentes da carga máxima total diária (TMDL).

3 O escopo da divulgação deverá incluir apenas incidentes de não conformidade que resultaram em ação(ões) formal(ais) de execução.

3.1 Ações formais de execução são definidas como ações reconhecidas pelo governo que tratam de uma violação ou ameaça de violação de leis, regulamentos, políticas ou ordens de quantidade ou qualidade da água, e podem resultar em ordens de penalidade administrativa, ordens administrativas e ações judiciais, entre outras.

4 As violações serão divulgadas, independentemente de sua metodologia ou frequência de medição. Isso inclui violações de:

4.1 Descartes contínuos, limitações, normas e proibições que geralmente são expressas em médias máximas diárias, semanais e mensais; e

4.2 Descartes não contínuos, limitações que geralmente são expressas em termos de frequência, massa total, taxa máxima de descarte e massa ou concentração de poluentes especificados.

IF-EU-140a.3. Descrição dos riscos de gestão hídrica e discussão de estratégias e práticas para mitigar esses riscos

1 A entidade deverá descrever seus riscos de gestão hídrica associados a captações de água, ao consumo de água e ao descarte de água ou águas residuais.

1.1 Os riscos associados a captações e ao consumo de água incluem riscos à disponibilidade de recursos hídricos adequados e limpos, que incluem:

1.1.1 Restrições ambientais - como operação em regiões com escassez de água, seca, preocupações com impacto ou arrastamento aquático, variabilidade interanual ou sazonal e riscos decorrentes do impacto das mudanças climáticas

1.1.2 Restrições regulatórias e financeiras - como a volatilidade nos custos da água, as percepções e preocupações dos stakeholders com as captações de água (por exemplo, as de comunidades locais, organizações não-governamentais e agências reguladoras), a concorrência direta e o impacto das ações de outros usuários (por exemplo, usuários comerciais e municipais), restrições às captações devido a regulamentos e restrições à capacidade da entidade de obter e reter direitos ou licenças de água

1.2 Os riscos associados ao descarte de água ou águas residuais incluem a capacidade de obter direitos ou licenças relacionadas a descartes, conformidade regulatória relacionada a descartes, restrições a descartes, capacidade de manter o controle sobre a temperatura dos descartes de água, responsabilidades, riscos de reputação e aumento nos custos operacionais devido a regulamentos, percepções de stakeholders e preocupações relacionadas a descartes de água (por exemplo, as de comunidades locais, organizações não governamentais e agências reguladoras).

2 A entidade poderá descrever os riscos de gestão hídrica no contexto de:

2.1 Como os riscos podem variar de acordo com a fonte de captação, incluindo águas superficiais (incluindo águas de zonas úmidas, rios, lagos e oceanos), águas subterrâneas, águas pluviais coletadas diretamente e armazenadas pela entidade, e águas e águas residuais obtidas de abastecimento municipal, serviços públicos ou outras entidades; e

2.2 Como os riscos podem variar de acordo com os destinos de descarte, incluindo águas superficiais, águas subterrâneas ou serviços públicos de águas residuais.

3 A entidade poderá discutir os efeitos potenciais que os riscos de gestão hídrica podem ter em suas operações e o cronograma ao longo do qual se espera que tais riscos se manifestem.

3.1 Os efeitos incluem aqueles associados a custos, receitas, passivos, continuidade de operações e reputação.

4 A entidade deverá discutir suas estratégias ou planos de curto e longo prazo para mitigar os riscos de gestão hídrica, que incluem:

4.1 O escopo de suas estratégias, planos, objetivos ou metas, bem como a forma como eles se relacionam com diversas unidades de negócios, regiões geográficas ou processos operacionais com consumo de água.

4.2 Quaisquer objetivos ou metas de gestão hídrica que tenha priorizado e uma análise do desempenho em relação a esses objetivos ou metas.

4.2.1 Os objetivos e metas incluem aqueles associados à redução de captações de água, à redução de consumo de água, à redução de descarte de água, à redução de influências aquáticas, à melhoria da qualidade dos descartes de água e à conformidade regulatória.

4.3 As atividades e investimentos necessários para atingir os planos, objetivos ou metas, e quaisquer riscos ou fatores limitantes que possam afetar o cumprimento dos planos ou metas.

4.4 A divulgação de estratégias, planos, objetivos ou metas será limitada às atividades que estavam em andamento (ativas) ou que foram concluídas durante o período de relatório.

5 Para metas de gestão hídrica, a entidade deverá divulgar adicionalmente:

5.1 Se a meta é absoluta ou baseada na intensidade, e o denominador da métrica se for uma meta baseada na intensidade.

5.2 Os cronogramas das atividades de gestão hídrica, incluindo o ano de início, o ano alvo e o ano base.

5.3 O(s) mecanismo(s) para atingir a meta, incluindo:

5.3.1 Esforços de eficiência, como o uso de reciclagem de água ou sistemas de circuito fechado;

5.3.2 Inovações de produtos, como redesenhar produtos ou serviços para exigir menos água;

5.3.3 Inovações de processos e equipamentos, como aqueles que permitem a redução de impactos ou arrastamentos aquáticos;

5.3.4 Uso de ferramentas e tecnologias (por exemplo, o Filtro de Risco Hídrico do World Wildlife Fund, a Ferramenta Global para a Água e a Ferramenta de Avaliação da Rede de Pegada Hídrica) para analisar o uso, os riscos e as oportunidades da água; e

5.3.5 Colaborações ou programas em vigor com a comunidade ou outras organizações.

5.4 A porcentagem de redução ou melhoria em relação ao ano base, em que o ano base é o primeiro ano em relação ao qual as metas de gestão hídrica são avaliadas no sentido do cumprimento da meta.

6 A entidade deverá discutir se suas práticas de gestão hídrica resultam em quaisquer impactos ou trade-offs adicionais ao longo do ciclo de vida em sua organização, incluindo trade-offs no uso de terra, produção de energia e emissões de gases de efeito estufa (GEE), e por que razão a entidade escolheu essas práticas, apesar dos trade-offs do ciclo de vida.

Eficiência e Demanda no Uso Final

Resumo do Tópico

A eficiência energética é um método de baixo custo do ciclo de vida para reduzir as emissões de gases de efeito estufa (GEE), pois é necessário gerar menos eletricidade para fornecer os mesmos serviços de energia de uso final. As concessionárias podem promover a eficiência e a conservação energética entre seus clientes. Essas estratégias podem incluir a oferta de descontos para aparelhos com eficiência energética, a climatização das casas dos clientes, a educação dos clientes sobre métodos de economia de energia, a oferta de incentivos aos clientes para reduzirem o consumo de eletricidade durante períodos de pico de demanda ("resposta à demanda") ou o investimento em tecnologias como medidores inteligentes que permitem aos clientes monitorar seu uso de energia. Ao mesmo tempo que economizam o dinheiro dos consumidores, esses esforços também podem reduzir os custos operacionais das concessionárias de energia elétrica, diminuindo os picos de demanda. Além disso, dependendo da estrutura regulatória dos serviços públicos, as jurisdições locais podem exigir que as entidades desenvolvam planos de eficiência energética antes de permitirem novas construções. As empresas com estratégias eficazes para reduzir os riscos negativos decorrentes das flutuações da demanda poderão obter retornos adequados e oportunos sobre os investimentos necessários. Ademais, a redução de custos por meio de iniciativas de eficiência pode gerar retornos mais elevados e ajustados ao risco de longo prazo.

Métricas

IF-EU-420a.2. Porcentagem de carga elétrica atendida por tecnologia de redes inteligentes

1 A entidade deverá divulgar a porcentagem de sua carga elétrica, em megawatts-hora, atendida por tecnologia de redes inteligentes.

1.1 Carga elétrica atendida por tecnologia de redes inteligentes é definida como a quantidade de eletricidade entregue aos clientes da entidade que incorpora o uso de tecnologias de redes inteligentes para atender à demanda de eletricidade do consumidor.

1.2 Rede inteligente é definida, em conformidade com a Agência Internacional de Energia (AIE), como uma rede elétrica que utiliza tecnologias digitais e outras tecnologias avançadas para monitorar e gerenciar o transporte de eletricidade de todas as fontes de geração, a fim de atender às diferentes demandas de eletricidade dos usuários finais. As redes inteligentes coordenam as necessidades e capacidades de todas as geradoras, operadoras de rede, usuários finais e stakeholders do mercado de eletricidade para operar todas as partes do sistema da forma mais eficiente possível, minimizando custos e impactos ambientais, e maximizando a confiabilidade, resiliência e estabilidade do sistema.

1.3 Uma carga elétrica é considerada atendida por tecnologia de redes inteligentes quando a tecnologia permite uma ou mais das características distintivas definidas pela AIE:

1.3.1 Permite a participação informada dos clientes

1.3.2 Acomoda todas as opções de geração e armazenamento

1.3.3 Possibilita novos produtos, serviços e mercados

1.3.4 Oferece qualidade de energia para diversas necessidades

1.3.5 Otimiza a utilização de ativos e a eficiência operacional

1.3.6 Oferece resiliência a distúrbios, ataques e desastres naturais

1.4 Exemplos de tecnologias de redes inteligentes podem incluir monitoramento e controle de área ampla, integração de tecnologias de informação e comunicação, integração de geração renovável e distribuída, melhoria da transmissão, gestão da rede de distribuição, infraestrutura avançada de medição, infraestrutura de carregamento de veículos eléctricos e sistemas do lado do cliente.

2 A porcentagem de carga atendida por tecnologia de redes inteligentes deverá ser calculada como a quantidade total de carga de energia, em megawatts-hora, atendida por tecnologia de redes inteligentes, dividida pela quantidade total de carga de energia, em megawatts-hora.

3 A entidade poderá discutir o tipo de tecnologia de redes inteligentes por meio da qual sua carga elétrica é atendida, os tipos de clientes que utilizam a tecnologia (por exemplo, residencial, comercial ou industrial), se as tecnologias são de propriedade da concessionária ou do cliente, e quaisquer planos para uma maior integração das capacidades das redes inteligentes.

Nota ao IF-EU-420a.2

1 A entidade deverá discutir as oportunidades e desafios associados ao desenvolvimento e operação de uma rede inteligente, incluindo, se relevante:

1.1 Oportunidades de resposta à demanda e de eficiência do usuário final (por exemplo, suavização da curva de demanda, geração elétrica mais econômica, melhor incorporação da geração distribuída e aumento da eficiência de geração e transmissão)

1.2 Desafios políticos e de implantação (por exemplo, oposição ao desenvolvimento de redes inteligentes, graus díspares de implantação de tecnologia e desincentivos econômicos)

IF-EU-420a.3. Economia de eletricidade por clientes decorrente de medidas de eficiência, por mercado

1 A entidade deverá divulgar a quantidade total de economia de eletricidade proporcionada aos clientes, em megawatts-hora, provenientes de medidas de eficiência energética durante o período de relatório, para cada um de seus mercados.

1.1 Mercados são definidos como operações sujeitas a supervisão regulatória distinta de serviços públicos.

1.2 Economia de eletricidade é definida de acordo com a abordagem da economia bruta como as alterações no consumo ou na demanda de energia que resultam de ações relacionadas com o programa realizadas pelos participantes em um programa de eficiência, independentemente da razão pela qual participaram.

1.2.1 A entidade poderá listar os mercados onde apresenta economia de eletricidade com base na economia líquida de eletricidade e, portanto, pode ser diferente dos números aqui divulgados. Economia líquida de eletricidade é definida como alterações no consumo especificamente atribuíveis a um programa de eficiência energética e que não teriam ocorrido na ausência do programa.

2 A economia de eletricidade deverá ser calculada com base no valor bruto, mas consistentes com a metodologia estabelecida nos regulamentos jurisdicionais de avaliação, medição e verificação (AM&V) aplicáveis onde essa economia ocorrer.

3 O escopo da economia de eletricidade resultante de medidas de eficiência inclui economia proporcionada diretamente pela entidade e, quando previsto nos regulamentos, economia substanciada por meio de compras de créditos de economia de eficiência.

3.1 Para qualquer economia proveniente de medidas de eficiência proporcionada diretamente pela entidade, quaisquer créditos de economia de eficiência serão retidos (não vendidos) e retirados ou cancelados em nome da entidade para que a entidade os reivindique como economia de eletricidade proporcionada.

3.2 Para créditos de economia de eficiência adquiridos, o acordo deverá incluir e transmitir explicitamente que os créditos sejam retidos e retirados em nome da entidade para que a entidade os reivindique.

Nota ao IF-EU-420a.3

1 A entidade deverá discutir regulamentos relacionados com medidas de eficiência do cliente para cada um de seus mercados relevantes, incluindo:

1.1 A quantidade ou porcentagem de economia de eletricidade resultante de medidas de eficiência exigidas pelos regulamentos de cada mercado.

1.2 Casos de não cumprimento das obrigações de economia de eletricidade.

1.3 Nesses casos, a entidade deverá divulgar a diferença entre a economia de energia proporcionada e a quantidade exigida pelo regulamento.

1.4 Economia de eletricidade proporcionada que exceda a exigida pelos regulamentos e que resultou no recebimento de incentivos de desempenho de eficiência energética pela entidade, incluindo o valor desses incentivos.

2 A entidade deverá discutir as formas de política, por cada mercado, que permitem ou incentivam a eficiência energética, incluindo uma discussão sobre os benefícios, desafios e efeitos financeiros associados a esses regulamentos.

3 Os mecanismos de política relevantes a serem discutidos podem incluir:

3.1 Dissociação de diferimento

3.2 Dissociação do período vigente

3.3 Taxas variáveis fixas únicas

3.4 Ajustes de receita perdida

3.5 Taxas de eficiência energética

4 Para mercados sem regulamentos que permitam ou incentivem a eficiência energética, a entidade deverá discutir sua posição e esforços para gerenciar os riscos e oportunidades relacionados com esse regulamento.

5 A entidade poderá discutir quaisquer esforços para cumprir os regulamentos por meio de incentivos que tenha desenvolvido para seus clientes que promovam a eficiência no uso final, incluindo preços dinâmicos, descontos de eficiência energética e outras medidas para subsidiar a eficiência energética dos clientes.

Segurança Nuclear e Gestão de Emergências

Resumo do Tópico

Embora raros, os acidentes nucleares podem ter consequências significativas para a saúde humana e o meio ambiente devido à sua gravidade. Os proprietários de usinas nucleares em muitas regiões têm operado durante décadas sem quaisquer incidentes graves de segurança pública, mas a ocorrência de incidentes pouco frequentes mas de grande magnitude, em qualquer parte do mundo, pode ter efeitos importantes em todo o setor de energia nuclear. As entidades que possuem e operam usinas nucleares podem perder sua licença de funcionamento, bem como enfrentar muitas outras consequências financeiras em caso de acidente - embora as entidades possuam seguros e possam ter proteções legais contra algumas responsabilidades. A não conformidade com os regulamentos de segurança pode custar caro aos operadores de energia nuclear; em circunstâncias extremas, pode tornar antieconômica a operação contínua da usina. Enfrentando repercussões financeiras potencialmente significativas, tanto do cumprimento contínuo da segurança como de incidentes de risco de cauda, as entidades que possuem ou operam usinas nucleares devem estar vigilantes no cumprimento da segurança, nas melhores práticas e nas atualizações de suas instalações. Elas também devem manter treinamento robusto em preparação para emergências para sua equipe e uma forte cultura de segurança. Essas medidas podem reduzir a probabilidade de ocorrência de acidentes e permitir que uma entidade detecte e responda eficazmente a esses incidentes.

Métricas

IF-EU-540a.1. Número total de unidades de energia nuclear, discriminado pelos resultados da análise de segurança independente mais recente

1 A entidade deverá divulgar o número total de unidades de energia nuclear que possui ou opera, onde:

1.1 Unidade de energia nuclear é definida como um reator nuclear e equipamentos associados necessários para a geração de energia elétrica, incluindo as estruturas, sistemas e componentes necessários para fornecer garantia razoável de que a instalação pode ser operada sem riscos indevidos para a saúde e segurança do público.

2 A entidade deverá fornecer uma discriminação das unidades de energia nuclear que possui ou opera pelos resultados da análise de segurança independente mais recente.

2.1 Uma revisão é considerada independente quando conduzida por terceiros que não estão e não estiveram diretamente envolvidos no projeto ou na operação da unidade de energia nuclear.

2.2 Para as jurisdições aplicáveis, a entidade deverá divulgar os resultados da mais recente análise de segurança independente, tanto regulatórias quanto por pares.

2.3 A entidade deverá divulgar o regulamento, diretriz ou norma jurisdicional aplicável segundo o qual a análise de segurança foi conduzida.

IF-EU-540a.2. Descrição dos esforços para gerenciar a segurança nuclear e a preparação para emergências

1 A entidade deverá descrever seus esforços para gerenciar a segurança nuclear e a preparação para emergências, incluindo seus esforços para identificar, comunicar e avaliar os eventos iniciais e as sequências de eventos relacionados com a segurança nuclear e a preparação para emergências.

1.1 Eventos iniciais são definidos como eventos naturais ou induzidos pelo homem que causam uma sequência de eventos.

1.2 Sequência de eventos é definida como uma série de ações ou ocorrências dentro dos componentes naturais e de engenharia de uma área de operações de repositório geológico que potencialmente podem levar à exposição de indivíduos à radiação. Uma sequência de eventos inclui um ou mais eventos iniciais e combinações associadas de falhas de componentes do sistema de repositório, incluindo aquelas produzidas pela ação ou inação da equipe operacional.

1.3 A divulgação poderá concentrar-se amplamente na segurança nuclear e nos sistemas de gestão de emergências, mas deverá abordar especificamente os sistemas implementados para evitar e gerenciar eventos iniciais, acidentes, emergências e incidentes que possam ter impactos catastróficos na saúde humana, na comunidade local e no meio ambiente.

2 A entidade deverá discutir a forma como gerencia a segurança nuclear e a preparação para emergências, como por meio de treinamento, regras e orientações (e sua aplicação), implementação de planos de emergência e utilização de tecnologia.

3 A entidade deverá discutir seus esforços para criar e manter uma cultura de segurança nuclear e preparação para emergências, incluindo esforços para instituir os traços de uma cultura de segurança positiva, que incluem:

3.1 Valores e ações de segurança da liderança

3.2 Identificação e resolução de problemas

3.3 Responsabilidade pessoal

3.4 Processo de trabalho

3.5 Aprendizagem contínua

3.6 Ambiente para levantar preocupações

3.7 Comunicações de segurança eficazes

3.8 Ambiente de trabalho respeitoso

3.9 Atitude questionadora

4 A entidade poderá discutir a implementação dos Princípios para uma Forte Cultura de Segurança Nuclear do Instituto de Operações de Energia Nuclear (INPO) ou das Melhores Práticas na Utilização e Disseminação da Experiência Operacional em Usinas Nucleares da Agência Internacional de Energia Atômica (AIEA).

Resiliência de Rede

Resumo do Tópico

A eletricidade é fundamental para o funcionamento contínuo da maioria dos elementos da vida moderna, desde a medicina às finanças, criando uma dependência social do serviço contínuo. Grandes interrupções na infraestrutura elétrica podem resultar em custos sociais potencialmente elevados. As interrupções podem ser causadas por eventos climáticos extremos, desastres naturais e ataques cibernéticos. À medida que a frequência e a gravidade dos eventos climáticos extremos associados às mudanças climáticas continuarem aumentando, todos os segmentos de entidades de concessionárias de energia elétrica - e especialmente as principais operações de transmissão e distribuição (T&D) - enfrentarão crescentes ameaças físicas a suas infraestruturas. Eventos climáticos extremos podem resultar em interrupções de serviço frequentes ou significativas e exigir atualização ou reparo de equipamentos danificados ou comprometidos, o que pode agregar custos substanciais e prejudicar a reputação da marca entre órgãos reguladores e clientes. A crescente utilização da tecnologia de redes inteligentes tem vários benefícios, incluindo o reforço da resiliência da rede a eventos climáticos extremos. No entanto, essa tecnologia pode tornar a rede mais vulnerável a ataques cibernéticos, pois fornece aos hackers mais entradas nos sistemas de infraestrutura. As entidades devem implementar estratégias que minimizem a probabilidade e a magnitude dos impactos de eventos climáticos extremos e ataques cibernéticos. Para permanecerem competitivas face à crescente concorrência externa, as entidades devem melhorar a confiabilidade, resiliência e qualidade de suas infraestruturas.

Métricas

IF-EU-550a.1. Número de incidentes de não conformidade com normas ou regulamentos de segurança física ou cibernética

1 A entidade deverá divulgar o número total de incidentes de não conformidade com normas ou regulamentos de segurança física ou cibernética aplicáveis às infraestruturas elétricas de propriedade ou operadas pela entidade.

1.1 O escopo das normas ou regulamentos de segurança física ou cibernética inclui normas e regulamentos obrigatórios e aplicáveis destinados a mitigar os riscos de segurança física ou cibernética relacionados com a confiabilidade ou resiliência da infraestrutura elétrica, incluindo a rede elétrica.

1.1.1 A entidade poderá divulgar casos de não conformidade com normas ou regulamentos voluntários de segurança física ou cibernética.

IF-EU-550a.2. (1) Índice de Duração Média da Interrupção do Sistema (SAIDI), (2) Índice de Frequência Média de Interrupção do Sistema (SAIFI) e (3) Índice de Duração Média de Interrupção do Cliente (CAIDI), incluindo dias de eventos principais

1 A entidade deverá divulgar seu (1) Índice de Duração Média de Interrupção do Sistema (SAIDI), em minutos.

1.1 O SAIDI é definido como a duração total de uma interrupção para o cliente médio durante o período de relatório.

1.2 A entidade deverá calcular seu SAIDI como o número total de clientes interrompidos multiplicado pela duração das interrupções (tempo de restauração) dividido pelo número total de clientes atendidos, escrito como