Os serviços públicos de distribuição de gás natural canalizado são de competência estadual, consoante previsão constitucional. Neste contexto, o Estado de São Paulo destaca-se tanto pelo seu histórico de desenvolvimento de serviços de gás canalizando, quanto pela reestruturação realizada em meados da década de 90, os quais permitiram a atual expansão e desenvolvimento do mercado de gás nesse estado. O presente trabalho, ao visualizar essa realidade, examinou os contratos de concessão das três empresas distribuidoras de gás natural existentes no Estado de São Paulo e constatou a existência de uma cláusula que prevê a obrigação de se conceder o livre acesso [by pass comercial] após certo lapso temporal [exceto no que se refere aos usuários residenciais e comerciais] à rede de gasodutos de distribuição, desagregando a comercialização de gás ao serviço de distribuição. Diante disso, após a montagem do referencial teórico, foram realizadas entrevistas semi-estruturadas com um representante do órgão regulador estadual, com funcionários das três distribuidoras locais e de grandes consumidores industriais, no sentido de averiguar a percepção dos agentes a respeito desta cláusula e a ordem de preparativos que irão ser relevantes para a vigência dessa disposição contratual. Portanto, como resultado levantado, tem-se que os atores citados, apesar de considerarem que a cláusula de livre acesso irá gerar impactos no mercado, ainda não desenvolveram estudos nesse sentido para identificá-los e/ou quantificá-los, o que deverá ser feito a partir do presente ano, tem em vista o lapso temporal decorrente de previsão contratual. A relevância da pesquisa é a de contribuir como literatura que tratou de uma problemática que ainda está por vir, dentro de parâmetros fundamentados em um referencial teórico, com vistas à continuidade do desenvolvimento desse setor no Estado de São Paulo. / Public natural gas utilities [especially canalization] are under state jurisdiction, according to Brazilian constitutional provisions. The State of São Paulo is remarkable in this field for its achievements in developing and expanding the infra-structure of canalized gas services, as well as for the reorganization carried through in middle of the decade of 90, which allowed the current expansion and development of the gas market in this state. The present work, considered this context, examined multiple contracts of concession of the three natural gas companies in the State of São Paulo and evidenced the existence of a clause providing the mandatory allowance of open access [commercial by pass] after a determined period of time [excluding the residential and commercial users] to the net of distribution gas-lines, disaggregating the gas commercialization to the distribution service. In view of this, after assembling the theoretical referential, interviews half-structuralized had been carried through with state regulating agency representatives, three local enterprises and major industrial consumers, in order to access how agents are facing this clause and the safeguards, actions and provisions that will be necessary to enforce and validate this contractual disposal. Conclusively, as a obtained result it had that the cited actors however consider that a contract provision of open access will imply several impacts in the market, studies in this direction are yet to be developed, and are also yet to be defined what actions will have to be taken until the end of this year, considered the biggest proximity of the time provisions of those contracts. The relevance of the research is contributing as literature review about issues that are about to come, according to parameters based on a specific theoretical referential, with sights to the development of the State of São Paulo.

Esta dissertação busca analisar a eficiência econômica da forma de classificação das usinas geradoras nos leilões de contratação de energia elétrica por disponibilidade. Historicamente, o Brasil tem apresentado uma matriz de geração de energia elétrica predominantemente hídrica, que, embora mais econômica do que as matrizes de geração prevalentemente térmicas, pode resultar em déficits de geração em períodos de escassez hidrológica. O ano de 2001 evidenciou tal perigo. Nele, uma série de baixas afluências hidrológicas, sem o prévio incremento adequado do parque gerador, resultou no Programa de Redução do Consumo e, através desse, num decréscimo de 20% na demanda por energia elétrica à época, acentuando a preocupação pela incorporação de empreendimentos termelétricos para diversificar a matriz de geração do País. Entre as modificações realizadas, destaca-se a alteração da estrutura de comercialização de energia elétrica no Brasil visando a favorecer à expansão da oferta termelétrica, concebendo-se a modalidade de contratação por disponibilidade. Tal modalidade transfere o risco da operação e do preço do combustível dos ombros do gerador para os do consumidor. Contudo, fez-se necessário, para viabilizar tal modalidade de contratação, o uso de ferramental diferenciado para classificação dessa nova oferta de energia nos leilões, e a ferramenta adotada foi o Índice de Custo Benefício (ICB). Nesse contexto, o objetivo deste trabalho é analisar os resultados econômicos decorrentes do uso do ICB na contratação de usinas termelétricas por disponibilidade, verificando se ele se mostrou ou não adequado a tal fim. Para isso, analisam-se os resultados dos leilões para a contratação da energia de novos empreendimentos, destacando a participação de cada fonte energia e os valores financeiros exercidos por meio dos preços, das receitas fixas e dos respectivos ICBs. Além disso, é feita uma análise das operações das usinas termelétricas após a contratação. Dessa forma, são utilizados os anos operativos de 2014 e 2015, nos quais foi registrada uma profunda escassez hidrológica, como base na comparação de cenários de geração de energia elétrica com diferentes participações entre empreendimentos termelétricos a óleos derivados do petróleo e a gás natural. Os cenários utilizados são quatro: dois com composição real entre as dessas duas fontes termelétricas (óleos derivados do petróleo e a gás natural) para os anos de 2014 e 2015; e dois simulados, com 100% da geração termelétrica sendo realizada apenas a gás natural para os mesmos anos. Os resultados financeiros encontrados indicam que a potencial economia no custo da energia elétrica gerada no cenário simulado comparado ao cenário real seria da ordem de 6 bilhões de reais nos anos de 2014 e 2015. Assim, considerando as 59 usinas que integraram o universo da análise, o resultado que indica ineficiência no uso ICB, o qual apontou vantagem econômica de certos empreendimentos no momento de suas contratações que não se concretizaram nos cenários testados de baixa hidrologia. Ademais, fica clara a necessidade de aprimorar a metodologia de classificação de empreendimentos de geração de modo que tal metodologia leve em conta os efeitos de eventuais anos de baixa hidrologia, buscando tornar a contratação de energia elétrica no Brasil mais econômica e mais aderente à volatilidade hidrológica do País. / This thesis seeks to analyze the economic efficiency of the classification method for power plants in power availability contracts. Historically Brazil has presented a predominantly hydroelectric power generation matrix, which, though more economical than predominantly thermal generation matrix, can result in the generation deficits in hydrological scarcity periods. The year 2001 showed such danger. In it a number of low hydrological inflows, without adequate prior increase in generating capacity, resulted in rationing of 20% in demand for electricity at the time, stressing the concern by incorporating thermal power projects to diversify the country generation matrix. Among the changes made, it altered the electricity market structure in Brazil in order to favor the expansion of the thermoelectric supply, creating the availability contracts modality. This mode transfers the risk of the operation and the price of fuel from generator to the consumer. However, it was necessary to enable this type of contract, the use of different tools for classification in the auctions, and the tool adopted was the Cost Benefit Index (CBI). The objective of this study is to analyze the economic results from the use of CBI in hiring thermoelectric plants using availability contracts, checking if was or not suitable for this purpose. In this sense, we analyze the results of the auctions for new energy projects, highlighting the contribution of each energy source and the financial figures exercised through prices, the fixed income and ICBS. Moreover, it is also made an analysis of the operations of power plants after hiring. Thus, operating years used were 2014 and 2015, in which it was registered a profound hydrological shortage, based on the comparison of electricity generation scenarios with different interests between thermal power projects to petroleum oils and natural gas. The scenarios used were four: two with real composition between these two thermal sources for the years 2014 and 2015, petroleum oils and natural gas; and two simulated, with 100% of thermal generation with natural gas for the same years. The financial results indicate that the potential savings in the cost of the electricity generated in the simulated scenario compared to the real scenario would be around 6,1 billion reais in the years 2014 and 2015. Thus, considering the 59 plants that integrated the universe of analysis, the result indicates the inefficiency of the use ICB, which pointed out the economic advantage contracts that were not hired in low hydrology scenario tested. In addition, it is a clear the need to improve the classification methodology for generation projects in a way that takes into account the effects low hydrology year, trying to make the electricity contracts more economical to Brazil and more adherent to hydrological volatility of the country.

Esta dissertação apresenta um estudo ergonômico sobre o trabalho de operadores de processo de plataformas marítimas de produção de petróleo. As primeiras investigações sobre as atuais práticas e produtos finais de projetos de sistemas produtivos de grande porte resultaram em indícios de um ambiente de produção com aspectos operacionais não equilibrados e desintegrados. A partir destes indícios, foi realizada uma revisão bibliográfica que destacou as considerações e limitações de aspectos relacionados à Ergonomia em assuntos como gestão de projetos, projetos de engenharia, de sistemas produtivos e de arranjo físico. A revisão relativa à Ergonomia destacou seus conceitos básicos, a Ergonomia de Concepção e estudos relacionados ao trabalho de operadores de produção contínua, tendo o objetivo de indicar possibilidades de atuações desta ciência em projetos de plantas produtivas. Desta forma, a pesquisa de campo desenvolvida procurou destacar aspectos operacionais como dificuldades e constrangimentos enfrentados pelos operadores. Tais aspectos foram investigados com o objetivo de ressaltar os desequilíbrios presentes nesta situação de trabalho e as estratégias desenvolvidas por estes operadores para manterem o funcionamento satisfatório da unidade produtiva, atendendo aos objetivos da organização empresarial em que se inserem. / This work presents the ergonomics study based on offshore oil production platforms, in operation works for the process plant. The first investigations resulted on indications of disintegrated and unbalanced operational aspects into the production environment. From those evidences, the bibliographical revision indicated the considerations and limits of aspects related to Ergonomics in subjects as design management, engineering design, productive systems and layout design. The revision of Ergonomics included basic concepts, Ergonomics of Conception, and studies related to the operator works of continuous production process, having the aim of indicating participation possibilities of this science in production plants design. In such a way, the developed research tried to raise operational aspects as difficulties and constraints daily faced by operators. Such aspects were investigated intending to stand out the disequilibriums in this situation of work and strategies developed by these operators to keep satisfactory performance of a productive unit, taking care of company goals where they are inserted.

Esta dissertação considera a atuação das empresas responsáveis pelas redes de distribuição de água, energia elétrica e gás natural denominadas Redes de Distribuição de Utilidades (RDUs) como sistemas produtivos, com o propósito de conhecer e avaliar a maneira como os esforços de melhoria da produtividade são conduzidos em busca de metas como maior qualidade, menor custo e menor prazo de entrega ao cliente. Este estudo é desenvolvido tomando-se como referência o modelo da produção enxuta, desenvolvido pela Toyota Motor Company do Japão, fundamentado no princípio de buscar o aumento da produtividade por meio da identificação e eliminação de desperdícios. Embora originalmente disseminada na cadeia da indústria automobilística, a adoção e adaptação da abordagem de melhoria de processos deste modelo têm sido consideradas em diferentes setores. Assim, o presente trabalho tem como motivação explorar as possibilidades de estender a aplicação de conceitos e práticas da produção enxuta em empresas de RDU. Primeiramente, a cadeia de valor das RDUs é analisada, e são escolhidos dois processos construção e manutenção para o desenvolvimento do estudo. Em seguida, é apresentada uma revisão bibliográfica, a partir da qual um conjunto de dezenove práticas enxutas possivelmente aplicáveis aos processos escolhidos é identificado. Por meio de três estudos de caso, analisa-se em que medida as empresas responsáveis pelas RDUs aplicam tais práticas enxutas em seus processos, e em que medida a aplicação atual ou uma possível aplicação futura de cada prática enxuta é motivada pelo pensamento enxuto. Com base nos dados levantados na pesquisa de campo, as práticas consideradas são avaliadas quanto ao potencial de efetiva aplicação em cada processo, levando-se em conta o objetivo de eliminação de desperdício. O estudo possibilitou verificar que todas as dezenove práticas são aplicáveis a pelo menos um dos processos considerados, sendo a maioria aplicável a ambos. / This dissertation considers the performance of the companies that are responsible for water, electricity and natural gas networks named Utility Distribution Networks (UDN) as productive systems, in order to understand and evaluate the way that the efforts for continuous productivity improvement of their processes are conducted in search of goals such as more quality, less cost and less lead time to customer. The model that is used as a reference for this study is the lean production model, which was developed by the Toyota Motor Company in Japan, founded on the principle of search for productivity increase by the elimination on waste. Although it was originally disseminated in the auto industry value chain, the process improvement approach from this model has been considered in different industries. Therefore, the present work is motivated by the chance to explore the possibility of extending the lean production application concepts and practices to UDN companies. Firstly, UDNs value stream is analyzed, and two processes are chosen construction and maintenance for the development of study. Then, a bibliographic review is presented, from which a set of nineteen lean practices that maybe possibly applicable on the chosen processes is identified. By the development of three case studies, an evaluation is performed with the objective to analyze to what extent the companies that are responsible for UDN apply those lean practices on their processes, and to what extent the current application or a possible future application of each lean practice is motivated by lean thinking. Based on the data from the field research, the potential for effective application of the considered practices is evaluated for each process, taking into consideration the objective of elimination of waste. The study made it possible to verify that all the nineteen practices are applicable at least on one of the considered processes, and the majority is applicable on both processes.

Submitted by Fabio Sobreira Campos da Costa (fabio.sobreira@ufpe.br) on 2017-02-14T12:34:09Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) AVALIAÇÃO ENERGÉTICA DE UM TURBOGERADOR OPERANDO COM GÁS NATURAL E MISTURAS DIESEL BIODIESEL.pdf: 1608514 bytes, checksum: 4e26dca37cbcf2bb5c54b977bcf9bf48 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-02-14T12:34:09Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) AVALIAÇÃO ENERGÉTICA DE UM TURBOGERADOR OPERANDO COM GÁS NATURAL E MISTURAS DIESEL BIODIESEL.pdf: 1608514 bytes, checksum: 4e26dca37cbcf2bb5c54b977bcf9bf48 (MD5) Previous issue date: 2015-02-12 / Em 2006, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), através da Resolução Normativa nº 235, estabeleceu critérios e requisitos para a qualificação das centrais de cogeração de energia. Atualmente, segundo dados desta agência, existem 78 termelétricas com cogeração em operação no Brasil, totalizando mais de 2.945 MW de potência instalada. Ainda há seis unidades previstas, sendo uma em fase de construção e cinco com construções ainda não iniciadas, totalizando mais de 25 MW de potência. Os combustíveis utilizados nestas usinas são derivados dos fósseis e da biomassa. Em períodos de seca, o uso das termelétricas é de grande importância para a manutenção do sistema elétrico, e o perfeito funcionamento, junto com valores de rendimento otimizados, devem ser garantidos para que também haja redução dos danos ambientais causados por este tipo de geração. O presente trabalho analisa numericamente o comportamento térmico de uma unidade de potência com turbina a gás tomando como estudo de caso uma unidade geradora a gás da Usina Termelétrica de Camaçari (UTC) localizada no município de Dias D’Ávila, no estado da Bahia. No estudo foi analisado o funcionamento com três diferentes combustíveis (gás natural, óleo diesel e biodiesel) e os resultados comparados em termos da eficiência energética e ecológica, cujos melhores valores foram encontrados para o biodiesel puro, e posteriormente, para as misturas óleo diesel/biodiesel (até aproximadamente 50% de biodiesel), gás natural, misturas óleo diesel/biodiesel (com quantidades inferiores a 20% de biodiesel) e óleo diesel. / In 2006, the National Electricity Energy Agency (ANEEL), by Normative Resolution n. 235, established criteria and requirements for the qualification of the cogeneration power plants. Currently, according to ANEEL data, there are 78 thermal power plants with cogeneration in operation in Brazil, totaling more than 2,945 MW of installed capacity. There are six units planned, one under construction and five with construction not started yet, totaling more than 25 MW of power. Fuels used in these plants are derived from fossil and biomass. In dry periods, the use of thermal power is of great importance for the maintenance of the energy system, and the perfect operation, together with optimized performance values should be guaranteed so that there are also reducing environmental damage caused by this type of generation. This study numerically analyzes the thermal behavior of a power unit with gas turbine using as a case study a gas turbine of Thermal Power Plant of Camaçari, in the municipality of Dias D’Ávila, in the state of Bahia. In the study, the operation analysis was done with three different fuels (natural gas, diesel oil and biodiesel) and the results compared in terms of energy and ecological efficiency, whose best values were found for pure biodiesel, and later for blend diesel oil/biodiesel (up to approximately 50% of biodiesel), natural gas, mixtures diesel oil/biodiesel (with quantities less than 20% of biodiesel) and diesel oil.

Esta dissertação analisa a viabilidade técnico-econômica de pequenas centrais de cogeração a gás natural no setor terciário do estado de São Paulo, os estudos de cogeração foram baseados em casos reais de estabelecimentos comerciais dos principais segmentos do setor terciário com demanda elétrica e térmica compatível ao balanço energético para a configuração de cogeração. A análise dos resultados inclui o fator de utilização de energia (FUE), investimentos iniciais, economia operacional (fluxo de caixa), retorno dos investimentos (Payback), taxa interna de retorno (TIR) e valor presente líquido (VPL). As tecnologias empregadas nos estudos foram gerador do tipo Motor a Combustão Interna (MCI) e Microturbina (TG), resfriador de líquido por absorção (ABS) e resfriador de líquido elétrico convencional. Foi realizada análise do potencial de mercado para aplicação de cogeração através do mapeamento dos principais segmentos do setor terciário e realizado o levantamento do estado da arte. Foram estudadas as legislações brasileiras tanto no que se refere à cogeração qualificada como geração distribuída, realizado análise de emissões com destaque ao comparativo entre emissão de CO2 das centrais de cogeração e a emissão de CO2 das termelétricas a gás natural. Foi realizado estudo do cenário energético brasileiro do ponto de vista geração e distribuição de energia elétrica, cenário da oferta de gás natural no Brasil e a sua estrutura de distribuição no estado de São Paulo e, por fim, foram destacados os benefícios e barreiras da cogeração no Brasil. Os resultados alcançados apontam para um revés na viabilidade financeira da cogeração devido aos consecutivos aumentos no preço da tarifa de gás natural, apesar de bastante racional e com benefícios diretos ao meio ambiente e ao país, fazem-se necessários incentivos específicos relacionados à tarifa do gás natural para o crescimento da aplicação de cogeração no setor terciário do estado de São Paulo. / This dissertation examines the technical and economic feasibility of small cogeneration plants powered by natural gas in the tertiary sector of the state of São Paulo. Cogeneration studies were based on real cases of commercial facilities of the main segments of the tertiary sector with electrical and thermal demands compatible for energy usage in cogeneration configuration. The analysis results include energy utilization factor (EUF), initial investments, operational savings (cash flow), return on investment (payback), internal rate of return (IRR) and net present value (NPV). The technologies investigated in the study were Internal Combustion Engine (ICE) and Microturbine (TG) generator, absorption chiller (ABS) and conventional electrical chiller. It was carried out an analysis of the potential market for application of cogeneration by mapping the main segments of the tertiary sector and conducted a survey of the state of the art. Brazilian laws were studied both with regard to qualified cogeneration and distributed generation, performed emissions analysis with emphasis on the comparative between CO2 emission from cogeneration plant and CO2 emission from power plants by natural gas. It was made a study of Brazilian energy scenario from the viewpoint of generating and distributing of electricity, scenario of supply of natural gas in Brazil and its distribution structure in the São Paulo state and, finally, it was appointed the benefits and barriers of cogeneration in Brazil. The results indicate a setback on the financial viability of cogeneration due to consecutive increases in the price of natural gas, although quite rational and with direct benefits to the environment and the country, it\'s necessary specific incentives related to the natural gas price for the growth of the application of cogeneration in the tertiary sector of the state of São Paulo.

A atividade industrial é um dos principais causadores dos impactos negativos ao meio ambiente, pois, para operar um processo produtivo, é indispensável o uso de insumos oriundos de recursos naturais. Para amenizar esse problema, é importante ampliar a participação de insumos energéticos mais limpos na matriz energética da indústria brasileira, a fim de promover um crescimento calcado nas propostas do desenvolvimento sustentável. Uma alternativa energética, que passou a ter importância diante da crise energética de 2000/2001, foi o gás natural (GN). O GN traz grandes expectativas ao consumidor do setor industrial, quando comparado com alguns dos seus energéticos substitutos, pois é capaz de contribuir com a redução de custos, mitigar a poluição e garantir o nível de produção sem riscos de interrupção em períodos de estiagem dos reservatórios nas hidroelétricas. Com base nisso, o presente trabalho analisa a aplicabilidade do gás natural do ponto de vista mercadológico, econômico e ambiental, por meio da identificação dos atributos que interferem na adoção do GN como energético alternativo nos principais setores industriais dos Estados de São Paulo (SP) e do Amazonas (AM) e da análise da eficiência produtiva relativa de um conjunto de equipamentos (caldeiras e aquecedores) do setor industrial, a fim de comparar o desempenho dos equipamentos que utilizam o gás natural com os que utilizam os demais energéticos. Como forma de atingir os objetivos expostos, o método compreendeu uma combinação da utilização da técnica do incidente crítico (TIC) e da análise conjunta (AC). A aplicação da técnica do incidente crítico forneceu os atributos considerados importantes para a adoção desse energético no setor industrial, e a análise conjunta serviu para determinar a utilidade e importância relativa dos atributos relevantes na escolha do consumidor. Além disso, foi utilizada a análise por envoltória de dados (DEA) como forma de analisar a eficiência produtiva relativa dos equipamentos estudados. Vale ressaltar que a análise por meio da DEA foi baseada na relação custo/benefício dos equipamentos. Os benefícios considerados eram de natureza econômica e ambiental. Com o presente trabalho, foram obtidos resultados importantes que podem ajudar as empresas usuárias e não usuárias do GN a mensurar, de forma mais objetiva, os benefícios oriundos da utilização deste energético nos processos produtivos e, também permitir ao governo estabelecer estratégias adequadas para incentivar o uso do gás depois da prevista ampliação da sua oferta devido às descobertas recentes de reservas na camada pré-sal e do funcionamento do novo gasoduto Urucu-Coari-Manaus. / Industrial activity is one of the main originators of negative impacts to the environment, given that the use of raw materials from natural resources is indispensable when operating a production process. To mitigate this problem, it is important to broaden the participation of cleaner energy inputs in the Brazilian energy sector in order to promote growth based on the proposals of sustainable development. An alternative energy is natural gas (NG), which became important after the energy crisis of 2000/2001. When compared with some of its energy substitutes, NG brings great expectations to the consumer industry since it is able to reduce costs, mitigate pollution and ensure the level of production without the risk of supply interruption from the hydroelectric plants during the dry periods. Based on this context, this paper analyzes the applicability of natural gas from a marketing, economic and environmental point of view, by identifying the attributes that influence the adoption of natural gas as alternative energy in the major industrial sectors of the states of São Paulo (SP) and Amazonas (AM), and examines the relative productive efficiency of a set of equipments (boilers and heaters) in the industrial sector, in order to compare the performance of equipments that use natural gas with those using other energy sources. To achieve the stated objectives, the method used included a combination of the critical incident technique (CIT) and conjoint analysis (CA). The application of the critical incident technique provided the attributes considered important for the adoption of this energy source in the industrial sector, and the conjoint analysis determined the usefulness and relative importance of the pertinent attributes in the consumers choice. Additionally, the data envelopment analysis (DEA) was used as a way to analyze the relative productive efficiency of the equipments that were studied. It should be noted that the DEA analysis was based on the equipments cost-effective ratio. The benefits considered were essentially economic and environmental. This study obtained important results that can help NG user and nonuser companies to more objectively measure the benefits of applying this energy source in production processes, as well as enable the government to establish appropriate strategies to encourage gas use after its foreseen production expansion, on account of recent discoveries of reserves in the pre-salt layers and the operation of the new Urucu-Coari-Manaus gas pipeline.

A legislação brasileira estabelece que o Estado tem a obrigação de preservar o equilíbrio econômico financeiro das concessões de serviços públicos. Assim o Estado deve garantir que as tarifas dessas concessões sejam capazes de cobrir os seus custos operacionais e ainda ofereçam um retorno justo para os agentes privados que nelas investiram. Nas concessões de distribuição de gás natural canalizado e de energia elétrica os reguladores brasileiros optaram por aplicar uma regulação baseada em incentivos, que se inspira no modelo inglês de regulação por preço teto. Esta opção regulatória fez com que a Agência Nacional de Energia Elétrica adicionasse à remuneração dos acionistas das concessionárias um prêmio de risco regulatório refletindo a diferença entre o risco das distribuidoras inglesas e o risco das norte americanas, pois as inglesas praticam uma forma de determinação de tarifas considerada mais arriscada que as norte americanas. Tal adição de retorno encontra amparo na teoria econômica, mas é questionada por estudos empíricos que mostram que a diferença entre os graus de risco do regime inglês e norte americano não é estatisticamente significativa. Nesta dissertação é testada a hipótese de que o grau de risco de mercado da regulação por preço teto é maior do que o da regulação por custo de serviço. Para tanto são usados dados de distribuidoras de gás natural e energia elétrica da Argentina, Brasil, Chile e Estados Unidos, sendo que apenas neste último país se pratica regulação por custo de serviço e nos demais é adotada a regulação por preço teto de inspiração inglesa. Os testes aqui realizados indicam que não há evidências de que o risco de mercado seja maior em países com regulação por preço-teto do que em países com regulação por custo de serviço. Mais do que isso, esta dissertação conclui que o principal determinante do diferencial entre o risco de mercado das concessionárias brasileiras e o risco de mercado das empresas norte americanas comparáveis de distribuição de energia elétrica e de gás natural é a volatilidade do índice IBOVESPA e não o modelo tarifário adotado pelos reguladores. / Brazilian Law establishes that preservation of the economic balance of utilities is an obligation of the Brazilian State. Thus the State must set tariffs that not only cover utilities operational costs but also cover its capital cost, giving a fair return for utilities investors. In tariff setting, Brazilian regulators estimate a weight average cost of capital, of which market risk is one of the components. Brazilian regulators of natural gas and electricity distribution utilities choose an incentive based model of regulation, inspired in the English regulatory model of price cap, or RPI X. This regulatory model is considered riskier than the American model of cost of service, or (fixed) rate of return regulation. Thus, the choice for a price cap model made Brazilian electricity regulator (ANEEL) add a regulatory risk premium in the equity component of WACC to incorporate the risk differential between the English and the American regulatory models. Such regulatory risk premium is validated by economic theory, but is questioned by empiric studies that show that, across many countries, the difference between the risk of English and American models are not statistically significative. This dissertation tests the hypothesis that the market risk of price cap regulation is greater than cost of service regulation. In order to test such hypothesis data from natural gas and electric energy distributors from Argentia, Brazil, Chile and United States is used. Only the latter practices cost of service regulation and all other countries adopt the english inspired price cap regualation. The tests performed indicate that there is no evidence that the market risk is greater in countries adopting price cap regulation than in countries using cost of service regulation. Moreover, this dissertation concludes that the main aspect determining the difference between market.risk of Brazilian utilities providers and American comparable natural gas end electric energy distributors is the volatility of the IBOVESPA índex in spite of the tariff model adopted by the regulators.

A presente dissertação explorou a aplicação de conceitos jurídicos indeterminados na indústria do petróleo e do gás natural, tecendo um comparativo entre o Brasil e os Estados Unidos da América. Por conceitos jurídicos indeterminados entendem-se aqueles que abarcam uma vasta gama de significados e, portanto, mostram-se úteis na resolução de casos complexos e de pouca previsibilidade. Para melhor compreensão deste tema no contexto da indústria de petróleo e gás, foi apresentado o Regime Regulatório Misto, vigente no Brasil desde 2010. Adicionalmente, o arcabouço regulatório vigente foi abordado, bem como a evolução da indústria de petróleo e gás natural no Brasil desde a criação da agência reguladora setorial, a ANP, em 1997. Em seguida, foram tratadas as características gerais dos contratos para exploração de hidrocarbonetos firmados nos EUA, denominados leases. Foram descritas as agências reguladoras, seus poderes e analisados o julgamento de seus atos pelos respectivos Poderes Judiciários. Foram revistas as características sobre os conceitos jurídicos indeterminados nas doutrinas internacional e nacional: flexibilidade e mutabilidade. A partir desta base analítica, a aplicação dos conceitos jurídicos indeterminados utilizados no Brasil e nos EUA na indústria do petróleo e do gás natural foi comparada. Conclui-se pela necessidade da adoção de conceitos jurídicos indeterminados para a indústria do petróleo e do gás natural em ambos os países. Ademais, constatou-se que a utilização desses termos abertos, tanto na esfera administrativa, quanto na judicial, encontra-se mais madura nos EUA que no Brasil. Por fim, foi proposto o reconhecimento de discricionariedade administrativa conferida pelos conceitos jurídicos indeterminados no Brasil no âmbito das agência reguladoras. Ao final, realizou-se a análise das possíveis formas de revisão destes atos pelo Poder Judiciário, sugerindo-se a adoção de deferência semelhante ao Direito norte-americano, privilegiando-se a análise técnica do órgão regulador e a preservação do mérito administrativo. / The thesis develops the application of indeterminate legal precepts in the oil and gas industry comparing Brazil and the United States of America. Indeterminate legal precepts encompass a wide range of meanings and therefore prove useful in resolving complex cases with little predictability. For better comprehension, the Regulatory Mixed Regime, in effect in Brazil since 2010, is presented. In addition, the current Brazilian regulatory framework is discussed, in light of the development of as the oil and gas industry since 1997, when the National Agency of Petroleum, Natural Gas and Biofuels was established. Following, the general characteristics of the contracts signed for exploration of hydrocarbons in the United States, the leases, are also subject of discussion. Because of the regulatory model adopted in the two countries namely: regulation through independent agencies - the regulatory agencies are addressed, considering their powers and, judicial review of their regulatory acts. International and national doctrines on the indeterminate legal precepts and their main characteristics, flexibility and changeability, are reviewed. Once established the analytical basis, the work focuses on the application of indeterminate legal concepts in the oil and gas industry in a comparative perspective including the Brazilian and American systems. The conclusion emphasizes the necessity of adopting indeterminate legal precepts for the oil and gas industry in both countries. It also notes that the use of open terms, both in administrative as in judicial decisions, is more mature in the United States of America than in Brazil. Finally, proposed for the recognition of administrative discretion conferred by the indeterminate legal concepts in Brazil as part of the regulatory agency power. At the end, we carried out the analysis of possible ways of revising these acts by the judiciary, suggesting the adoption of similar to US law deference, privileging the technical analysis of the regulatory body and the preservation of the administrative merit.

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