Orientador: José Eduardo Pitelli Turco / Banca: José Carlos Sartori / Banca: Antônio Evaldo Klar / Banca: João Antonio Galbiatti / Banca: José Renato Zanini / Resumo: A irrigação é responsável por grande parte do consumo de energia elétrica no meio rural. O correto manejo da irrigação evita o desperdício de energia elétrica e de água. O objetivo deste trabalho foi analisar o consumo e custo de energia elétrica em cultura do feijoeiro (Phaseolus vulgaris L.) IAC-Carioca, irrigado por aspersão convencional, submetido a quatro manejos de irrigação: T1 - irrigação em função do método do tanque "Classe A"; T2 - irrigação em função da umidade do solo, medida com tensiômetros; T3 - irrigação em função do método de Penman-Monteith; T4 - irrigação em função da razão de Bowen; comparados com o tratamento T5 - sem irrigação, após o estabelecimento da cultura, em dois anos 2009 e 2010. A pesquisa foi desenvolvida na Área Demonstrativa e Experimental de Irrigação - ADEI, da FCAV/UNESP, Câmpus de Jaboticabal - SP, Brasil. O consumo de energia elétrica do sistema de irrigação foi monitorado e o custo analisado para dois grupos tarifários: A e B. Os preços do kWh dos sistemas tarifários de energia elétrica foram obtidos na CPFL (Companhia Paulista de Força e Luz). O sistema tarifário Grupo B, com desconto especial para irrigantes no período noturno foi a opção mais adequada para a cultura do feijoeiro, nos dois anos estudados. Em 2009, o consumo e o custo de energia elétrica foram maiores no manejo da irrigação pelo método do tanque "Classe A"; em 2010 o consumo e o custo de energia elétrica foram maiores no manejo da irrigação por tensiometria. Observou-se uma tendência de maior retorno econômico, adotandose o manejo de irrigação pelo método do tanque "Classe A". / Abstract: Irrigation is responsible for much of the energy consumption in rural areas. The correct management of irrigation avoids the waste of electric energy and water. The objective of this work was analyze the consumption and cost of electric energy in culture of bean crop (Phaseolus vulgaris L.), IAC-Carioca, irrigated by conventional sprinkler, submitted by four irrigation management: T1- irrigation in function of the method Class A pan, T2- irrigation depending on soil moisture, measured with tensiometers; T3- irrigation according to the Penman- Monteith; T4- irrigation according to the Bowen ratio; compared with the treatment T5- without irrigation, after culture establishment in two years 2009 and 2010. The research was developed at the Demonstrative and Experimental Area of Irrigation - ADEI, of FCAV/UNESP, Campus of Jaboticabal - SP, Brazil. The irrigation electric energy consumption was monitored and the cost analyzed for two tariff groups: A and B. The prices of kWh of the tariff systems of electric energy had been gotten in the CPFL (São Paulo Company of Force and Light). The tariff system Group B, with special discount for irrigation during the night was the most appropriate option for the bean crop in the two years studied. In 2009, the consumption and cost of electric energy was higher in irrigation management by Class A pan; in 2010 the consumption and cost of electric energy was higher in irrigation management by tensiometers. A trend of bigger economic return was observed adopting the management of irrigation by the method of the Class A pan. / Doutor

Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Elétrica, 2009. / Submitted by Jaqueline Ferreira de Souza (jaquefs.braz@gmail.com) on 2011-06-06T14:43:15Z No. of bitstreams: 1 2009_LucasGuimaraesLinsBrandao.pdf: 7285942 bytes, checksum: 25a31b338b76cff0c4491a2c7f9f70f8 (MD5) / Approved for entry into archive by Jaqueline Ferreira de Souza(jaquefs.braz@gmail.com) on 2011-06-06T14:44:16Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2009_LucasGuimaraesLinsBrandao.pdf: 7285942 bytes, checksum: 25a31b338b76cff0c4491a2c7f9f70f8 (MD5) / Made available in DSpace on 2011-06-06T14:44:16Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2009_LucasGuimaraesLinsBrandao.pdf: 7285942 bytes, checksum: 25a31b338b76cff0c4491a2c7f9f70f8 (MD5) / Em 2004, com o novo modelo institucional do Setor Elétrico Brasileiro, a contratação de energia de usinas termelétricas passou a ser realizada em leilões de energia nova. No resultado dos leilões é possível observar usinas de alto custo variável unitário movidas a óleo diesel e combustível. Este trabalho mostra o funcionamento e os resultados dos leilões de energia nova, além de definir e analisar o Índice de Custo Benefício (ICB), utilizado nos leilões para ordenação econômica dos empreendimentos termelétricos, bem como objetiva examinar o retorno esperado por um empreendedor que deseja participar deste leilão. Para obter retorno, o empreendimento deve alcançar um ICB competitivo e considerar os riscos envolvidos no cálculo do lucro. Este estudo avaliará os riscos envolvidos na variação do ICB e no preço da energia elétrica no mercado, no sentido de verificar se os empreendimentos de alto custo variável unitário levam vantagem sobre as demais soluções de geração. _______________________________________________________________________________ ABSTRACT / In 2004, with the appliance of the new institutional model of the Brazilian Electric Sector, the contracting of thermoelectric power plants started to be done through new energy auctions. The result of those auctions showed high-cost diesel or fuel power plants. This paper not only displays the results of those auctions but also defines and analyzes the Cost- Benefit Index (ICB) used in the auctions in order to organize the economy of the Thermoelectric Businesses. It is the goal of this paper to analyze the profit expected by Businessmen who wishes to take part on those auctions. That profit depends on a competitive ICB and evaluation of the risks involved in the calculation of the profit variation. This study will evaluate the risks involved in the variation of the ICB and in the price of electric power in the market, aiming to verify if the high-cost businesses are advantageous compared to other generation solutions.

Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Faculdade de Economia, Administração, Contabilidade e Ciências da Informação, Programa de Pós-Graduação em Regulação e Gestão de Negócios, 2013. / Submitted by Alaíde Gonçalves dos Santos (alaide@unb.br) on 2014-04-04T13:28:03Z No. of bitstreams: 1 2013_RenatadeOliveiraeSilva.pdf: 2603326 bytes, checksum: 2beb4358d84709a5e9d0580e2b6697a5 (MD5) / Approved for entry into archive by Guimaraes Jacqueline(jacqueline.guimaraes@bce.unb.br) on 2014-04-08T15:18:36Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2013_RenatadeOliveiraeSilva.pdf: 2603326 bytes, checksum: 2beb4358d84709a5e9d0580e2b6697a5 (MD5) / Made available in DSpace on 2014-04-08T15:18:36Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2013_RenatadeOliveiraeSilva.pdf: 2603326 bytes, checksum: 2beb4358d84709a5e9d0580e2b6697a5 (MD5) / A definição de uma tarifa adequada para os serviços públicos de energia elétrica é essencial e complexa, uma vez que deve ser razoável do ponto de vista do consumidor e, ao mesmo tempo, deve prover recursos suficientes para cobrir as despesas eficientes incorridas pelo prestador do serviço, bem como remunerá-lo adequadamente. Particularmente, a tarifa do serviço de distribuição de energia no Brasil é definida pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. A remuneração das concessionárias de distribuição, conforme a metodologia vigente de revisões tarifárias, é dada pela aplicação de uma taxa de retorno sobre a Base de Remuneração Líquida das empresas. Nesse contexto, destaca-se a situação dos ativos caracterizados como Obrigações Especiais e dos Ativos Totalmente Depreciados. As Obrigações Especiais correspondem aos ativos que estão vinculados à concessão de distribuição e que não foram constituídos com o capital da concessionária. Os Ativos Totalmente Depreciados, por sua vez, correspondem aos bens que, apesar de amortizados, permanecem em operação após o fim de sua vida útil contábil. As Obrigações Especiais e os Ativos Totalmente Depreciados não compõem a Base de Remuneração Líquida das concessionárias de distribuição, sobre a qual é calculada a remuneração, de forma que as empresas são responsáveis pela gestão e pelos riscos associados a esses ativos sem receberem qualquer retorno relacionado. Analisando a base total de ativos das concessionárias de distribuição de energia elétrica observa-se que, para muitas delas, a participação das Obrigações Especiais e dos Ativos Totalmente Depreciados é consideravelmente elevada, o que torna a questão da ausência de remuneração ainda mais relevante. Assim sendo, o presente trabalho tem como objetivo analisar a adequação da remuneração vigente para o serviço de distribuição de energia elétrica no Brasil, sobretudo a situação das Obrigações Especiais e dos Ativos Totalmente Depreciados, com base na análise dos riscos associados à prestação desse serviço. ______________________________________________________________________________________ ABSTRACT / The definition of an adequate tariff for electricity utilities is essential and complex, since it must be reasonable from the point of view of the consumer and, at the same time, it must provide sufficient resources to cover the expenses incurred by the efficient service provider and reward him accordingly. Particularly, the rate of the power distribution service in Brazil is defined by the Brazilian Electricity Regulatory Agency - ANEEL. The return of distribution companies, according to the current methodology of tariff revisions, is given by applying a rate of return on the companies’ Net Asset Base. In this context, stands out the situation of assets characterized as Special Obligations and Fully Depreciated Assets. Special Obligations correspond to distribution concession assets that were not acquired with concessionaire’s funds. Fully Depreciated Assets, in turn, correspond to the assets that, although amortized, remain in operation after the end of its accounting useful life. Special Obligations and Fully Depreciated Assets are not included in the Net Asset Base of distribution utilities, on which the remuneration is calculated, so these companies are responsible for the management and the risks associated with these assets without receiving any return. Analyzing the total assets base of the electricity distribution concessionaires it is observed that, for many of them, the participation of Special Obligations and Fully Depreciated Assets is considerably high, which makes the problem of lack of remuneration even more relevant. Therefore, this study aims to examine the adequacy of the return defined for the Brazilian power distribution service, especially the situation of Special Obligations and Fully Depreciated Assets, based on the analysis of the risks associated with that service.

Orientador: Gilberto De Martino Jannuzzi / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-08-02T03:29:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CervantesRodriguez_CarlosRoberto_M.pdf: 8714025 bytes, checksum: 943ae13973c87901d436ff1d58b81755 (MD5) Previous issue date: 2002 / Resumo: Ao longo das últimas três décadas, a tecnologia solar fotovoltaica tem experimentado uma redução substancial dos seus custos de produção, verificando-se um fator de aprendizado de 20% a cada vez que as vendas se duplicavam. No entanto, o custo da energia fotogerada apresenta-se competitivo unicamente em aplicações isoladas, pois, por um lado, para aplicações conectadas à rede, a geração centralizada através de plantas que consomem combustíveis fósseis apresenta menores custos de eletricidade. Por outro lado, o mercado e a indústria fotovoltaica ainda estão em uma fase prematura tornando-se dificil capturar as economias de escala. Nesse sentido, em um esforço por estimular o mercado fotovoltaico, numerosos governos têm agido na formulação de políticas públicas específicas que incluem a adoção de tarifas favoráveis, tais como net metering e feed-in, e a concessão de subsídios ao investimento inicial. O objetivo deste trabalho é avaliar e discutir a influência dos distintos tipos de incentivos na viabilidade econômica dos sistemas fotovoltaicos conectados à rede. Os resultados mostram que as tarifas tipo feed-in são mais apropriadas para fomentar a disseminação deste tipo de instalações, pois as tarifas baseadas em net metering precisam necessariamente do auxílio de subsídios de capital para tornar viável o investimento para o consumidor. Do lado da concessionária, o impacto dos programas tarifários não é tão grande caso seja estabelecido um teto para a capacidade total instalada dos sistemas / Abstract: Over the past three decades, the solar photovoltaic technology have experienced substantial price reductions, with a learning rate of 20% for each doubling of sales. Nevertheless, photovoltaic electricity cost is competitive only in off-grid applications, because in the case of on-grid applications those available from centralized fossil fuel plants has lower electricity costs. On the other hand, the high prices of photovoltaic electricity are caused by the relative immaturity of its industry and products, and hence the economy of scale. In this way, a number of governments are acting in favor of the formulation of specific public policies in order to stimulate the growth of the photovoltaic market. These instruments include favorable tariffs such as net metering and feed-in tariffs and capital cost subsidies. The aim of this work is to evaluate and discuss the different types of incentives and its influence on the economic feasibility on grid connected photovoltaic power systems. The results show that feed-in tariffs type are more proper to encourage the dissemination of these type of installations, because tariffs in net metering basis require the support of capital cost subsidies, in order to make feasible the investment for the consumer. From the utility side, the impact of such programs is not so big, since in the case of a set up limit for the total capacity instal1ed of the systems / Mestrado / Mestre em Engenharia Mecânica

Orientador : Moacyr Trindade de Oliveira Andrade / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-08-03T13:54:21Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Landini_LuizAlbertoRodrigues_M.pdf: 8654737 bytes, checksum: e7fc6d83bebe36cea241a73baefff6ce (MD5) Previous issue date: 2002 / Resumo: A presente dissertação de mestrado mostra que as profundas mudanças ocorridas no setor energético nacional, a partir de 1.995, fizeram com que os serviços de energia elétrica criassem inúmeras normas e regras de observância obrigatória, que tiveram uma acentuação drástica, como exemplo, no período de racionamento vivenciado recentemente pelo setor elétrico nacional. Fruto, também, destas mudanças, observa-se uma melhor conscientização dos cidadãos quanto a sua importância e responsabilidade nas transformações sociais, políticas, econômicas, fazendo com que os mesmos não mais figurem de forma passiva e resignada, mas iniciando, ainda que timidamente, a atuar em relação aos seus direitos e obrigações, constituindo-se o Código de Defesa do Consumidor (Lei n° 8.078/90), em um marco inovador nas relações entre prestadores de serviços e usuários/consumidores. Este trabalho apresenta este novo cenário regulatório, com ênfase na forma de tratar alguns dos conflitos, surgidos na Comissão de Serviços Públicos de Energia - CSPE, entre concessionários de serviços públicos de energia elétrica e usuários, nos diferentes assuntos relacionados ao tema, sob a ótica do direito administrativo e civil, da lei de concessões, do código consumerista, e da legislação setorial, dando o entendimento da Agência Reguladora descentralizada a respeito dos temas tratados, e evidenciando a longa jornada que se avizinha na busca de consolidação e evolução do direito em face das questões regulatórias que, além da busca do equilíbrio das relações, deve estar apta a introduzir as questões advindas da evolução tecnológica, com velocidade compatível às mesmas, bem como evidenciar e ponderar algumas práticas comerciais, advindas da era dos monopólios onde a inexistência de alternativa para o usuário o obrigava a "aceitar" alguns ditames nem sempre equânimes, com vista a sua relação comercial com o prestador do serviço público. Nesse contexto mostra a efetiva integração do "Direito" no relacionamento entre os agentes do setor elétrico paulista, enfocando o ressarcimento de danos causados na prestação dos serviços, a teoria objetiva, ou teoria do risco integral, ou teoria do risco administrativo nos serviços de eletricidade, procurando demonstrar que, em se tratando de responsabilidade do concessionário dos serviços públicos de energia elétrica, e, pricipalmente, no que tange aos direitos transindividuais, a adoção da responsabilidade objetiva se torna uma necessidade. Aborda, ainda, questões mais específicas, como por exemplo, o compartilhamento de estruturas físicas por concessionárias de serviços públicos, procurando demonstrar que dentre os objetivos dos órgãos reguladores está à busca de equacionamento dos problemas e conflitos comuns decorrentes do uso integrado de ativos do concessionário de energia elétrica por outros agentes, bem como a atuação dos concessionários, por suas entidades representativas, de descaracterizar a figura de uma "classe" de unidades consumidoras, visando dissociar os mesmos do direito inequívoco expresso no Código de Defesa do Consumidor, com a tentativa de criarem a figura do "insumidor". Estas questões, entre outras, são discutidas nas conclusões e recomendações finais / Abstract: The present Master of Science Paper is intended to show that the deep changes that have occurred in the national electric sector since 1995 obliged the electric energy services to create a number of rules of obligatory compliance, that had a drastic emphasis as for example on the period of rationing recently faced by the national electric sector. Also, as a result of those changes, one observes a better awareness of the citizens as to their importance and responsibility for the economic, political and social changes, causing that such citizens no longer portray in a passive and resigned way, but although timidly, starting to act in relation to their rights and obligations, thus constituting the Consumer Defense Code (Law No. 8078/90), as an innovative reference in the relations between service renderers and customers/consumers. This paper shows this new regulatory scenario, with emphasis on the way to deal with some of the conflicts that have arisen in the Public Service Energy Commission - CSPE, among concessionaires of electric energy public services and users, in the different topics related to the subject all in compliance with the administrative and civil laws, the concession laws, the consumerist code and of the sectorial legislation with the understanding of the decentralized regulatory agency as to the topics dealt with and enhancing the long way that is near to the search for the consolidation and evolution of the law before the regulatory issues that besides seeking to the balance of the relations it has to be capable of introducing the issues that arise out of the technical evolution with a speed compatible to such issues, as well as to make evident and weigh some commercial practices resulting from the monopolies era where the lack of alternatives for the consumer obliged him/her to "accept" some not always impartial precepts, because of his/her commercial relation with the public service renderer. In this context the effective integration of the "Law" in the relationship among the São Paulo electric sector agents is shown, focusing on the indemnification of damages caused in the rendering of services, the objective theory or the integral risk theory or administrative risk theory in the electric services, trying to show that when dealing with the responsibility of the concessionaire of electric energy public services and, mainly, as regards the transindividual rights, the adoption of the objective responsibility is a must. It also covers more specific issues, as for exarnple the Sharing of Physical Structures by the Public Services Concessionaires, trying to show that from among the objectives of the regulatory bodies one searches for solving the common problems and conflicts resulting from the integrated utilization of the assets of the electric energy concessionaire by other agents, as well as the performance of the concessionaires, through their representative bodies, in order to uncharacterize the figure of a "class" of consumer units, aiming at dissociating them from the unequivocal right expressed in the Consumer Defense Code, attempting to create a figure of the "insumidor". Such issues, among others, are discussed in the final conclusions and recommendations / Mestrado / Mestre em Planejamento de Sistemas Energéticos

Orientador: Christiano Lyra Filho / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Eletrica e de Computação / Made available in DSpace on 2018-08-03T23:30:01Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Castro_Roberto_D.pdf: 1200823 bytes, checksum: 4f1e630d6b0131b9c106065cc48f3ee4 (MD5) Previous issue date: 2004 / Doutorado / Automação / Doutor em Engenharia Elétrica

Orientador: Claudio Schuller Maciel / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Economia / Made available in DSpace on 2018-08-04T05:08:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Buratini_Ricardo_D.pdf: 1200488 bytes, checksum: 17175af3f515a5e75e4729580bd0e368 (MD5) Previous issue date: 2004 / Resumo: Este trabalho analisa a evolução institucional e financeira do setor elétrico brasileiro discutindo dois arranjos distintos: o modelo estatal e o modelo competitivo inaugurado pela reestruturação dos anos noventa. Ao examinar tais arranjos institucionais, pretende-se evidenciar algumas das suas principais limitações e explicitar as raízes e formas de manifestação de suas respectivas crises para, dessa feita, trazer alguma contribuição ao debate sobre os papéis do Estado, do capital privado e da concorrência no setor elétrico brasileiro. Dentre as principais conclusões, destaca-se a que aponta para a inadequação dos modelos institucionais que delegam papel central aos mecanismos de pressão competitiva, seja por conta da impossibilidade dos mesmos orientarem adequadamente a expansão da capacidade produtiva, seja em função do surgimento de outros problemas como, por exemplo, o crescimento expressivo dos preços da energia elétrica / Doutorado / Teoria Economica / Doutor em Ciências Econômicas

Submitted by Fernanda Rodrigues de Lima (fernanda.rlima@ufpe.br) on 2018-09-20T22:47:17Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) TESE Lucas Varjão Motta.pdf: 787286 bytes, checksum: f89596e3fc94cec472754da4f79b09b0 (MD5) / Approved for entry into archive by Alice Araujo (alice.caraujo@ufpe.br) on 2018-09-21T19:53:37Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) TESE Lucas Varjão Motta.pdf: 787286 bytes, checksum: f89596e3fc94cec472754da4f79b09b0 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-09-21T19:53:37Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) TESE Lucas Varjão Motta.pdf: 787286 bytes, checksum: f89596e3fc94cec472754da4f79b09b0 (MD5) Previous issue date: 2017-03-08 / CAPES / The Brazilian Electricity Sector adopted the auction mechanism to allocate Power Transmission assets. Using auctions the Brazilian Power Transmission Sector faced an intense expansion in the last decade. Since 2001 more than 61.000 km of power lines was contracted. The auctions’ results are impacted by interdependence and the capacity constraint. We investigate the reasons behind the growing rate of failures observed in the Brazilian Power Transmission Auctions (BPTA). More specifically, we analyze the cases of Empty auctions and Removed projects in the BPTA. We also analyze the policies utilized by the regulator as a measure to deal with the issues and enhance the objects attractiveness. We attempt to answer the following question: "How well are auctions allocating projects in the Brazilian Transmission Sector (BTS)?". We develop a theoretical model to evaluate these issues in a procurement auction sequence. The theoretical model shows that the joint action of interdependence and of capacity restriction decreases the competitiveness of the participants and the payoff of auctioneers. We also study what happens after the projects are contracted. We conclude that the transmission sector is facing a management issue as the government has difficulties to contract and the contracted projects are not usually delivered in time. We verify a significant and increasing gap between the planned and the executed projects. We found that the interdependence affected the probability of winning and the behavior of the bidding. Finally we empirically check for reasons that are affecting bidders participation. We verify that Interdependency and Capacity Constraint affects participation decision and winning likelihood. We suggest policies based on the results achieved. / Neste trabalho, procurou-se avaliar o Setor de Transmissão de Energia Brasileiro desde seu planejamento à efetiva expansão da sua estrutura. O Setor Elétrico Brasileiro adotou leilões como seu mecanismo para alocar os projetos de transmissão de energia. Utilizando leilões, o setor de transmissão enfrentou uma intensa expansão na última década. Desde 2001 mais de 61.000km de linhas de transmiss ao foram contratadas. Neste trabalho, analiza-se a hipótese de os resultados dos leilões sofrerem dos efeitos de interdependência e restrição de capacidade. Investigou-se ainda, as razões por trás da crescente taxa de falhas observadas nos leilões de transmissão. Mais especificamente, analiza-se a presença de leilões vazios e da remoção de projetos antes da realização dos leilões. Também analizou-se as medidas utilizadas pelo regulador afim de mitigar a ocorrência dessas falhas e elevar a atratividade dos projetos nos leilões. Para tais análizes, formulou-se um modelo teórico que incorpora interdependência e restrição de capacidade num leilão sequencial. Encontra-se envidência empírica de que ambos os efeitos estão presentes nos leilões de transmissão, afetando o comportamento dos lances e a probabilidade de vencer. Verifica-se a grande dificuldade de gerenciamento da expansão enfrentada pelo regulador, desde a contratação até a conclusão das obras. Verifica-se uma grande e crescente diferença entre a expansão planejada e executada no setor. Por fim, recomenda-se políticas baseadas nos resultados obtidos.

Submitted by Alice Araujo (alice.caraujo@ufpe.br) on 2018-06-04T18:56:30Z No. of bitstreams: 1 DISSERTAÇÃO Marcel Burkhardt Costi.pdf: 877143 bytes, checksum: 90a9163cb0fc88e7e18d1caf46005531 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-06-04T18:56:30Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DISSERTAÇÃO Marcel Burkhardt Costi.pdf: 877143 bytes, checksum: 90a9163cb0fc88e7e18d1caf46005531 (MD5) Previous issue date: 2016-05-03 / As subvenções federais ao setor de energia elétrica brasileiro sofreram grandes mudanças após o alargamento do escopo da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), ocorrido em 2013. O objetivo deste trabalho é analisar estas mudanças e seus impactos na regulação pública, nos contratos de concessão, na transparência, na confiabilidade do setor e nas tarifas pagas pelos usuários finais. As alterações da CDE serão contextualizadas dentro das diferentes teorias da regulação e do histórico legislativo do setor energético brasileiro, sempre priorizando o papel do Estado, das instituições e dos agentes públicos como partes interessadas na regulação desta atividade. Serão pormenorizadas as consequências da utilização da CDE para a completude e equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão, para a transparência, fiscalização e participação popular no setor e para a ocorrência de captura dos agentes reguladores. Por fim, serão verificados os aportes do Tesouro Nacional na CDE para fins de subvenção, a sustentabilidade futura deste sistema e seus reflexos nas tarifas pagas pelos usuários finais. / The federal grants for the brazilian electric segment suffered major changes after the broaden of the Energetic Development Account´s (CDE) purposes, which took place in 2013. This work´s objective is to analyze these changes and its impacts on regulation, public concession contracts, transparency, reliability of the segment and on the prices to the final consumer. The changes in CDE will be contextualized among the different regulation theories and the previous legislation of the brazilian electric segment, always prioritizing the role of the State, its institutions and public agents as interested parts on this activity´s regulation. Will be detailed the consequences of the use of the CDE for integrity and economic balance of public contracts, for transparency, oversight and public participation in the segment and for the occurrence of capture of the regulatory agents. At last, will be verified the amount payed by the National Treasury on the CDE for federal grants, the future sustainability of this system and its reflexes on the prices payed by the final consumers.

Submitted by Filipe dos Santos (fsantos@pucsp.br) on 2017-04-04T13:22:06Z No. of bitstreams: 1 Ligianne Carvalho da Silva Dâmaso.pdf: 1500565 bytes, checksum: b03b4cee0e805463b4de2234ea457420 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-04-04T13:22:07Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ligianne Carvalho da Silva Dâmaso.pdf: 1500565 bytes, checksum: b03b4cee0e805463b4de2234ea457420 (MD5) Previous issue date: 2017-03-24 / Recently, Brazil has taken an outstanding position as one of the most attractive emerging markets for Private Equity investment in sectors related to infrastructure, specially the Power Sector. One of the major short-term structural challenges for this segment is the need to attract new capital. From this point of view, the Private Equity market may intensify its activity as an additional source of financial resources for this strategic sector. The main purpose of this research was to verify if the return of Power Sector companies’ stocks listed on BM&FBOVESPA is statistically significant and different due to the Private Equity investments presence. Two portfolio investment with and without Private Equity were examined. The performance was measured by the Sharpe Index in order to capture the risk-adjusted return. The robust method of Ledoit & Wolf (2008) was applied to evaluate the difference between Sharpe indices and to verify the hypothesis of this study. The results indicated that the Private Equity portfolio showed, on average, a higher statistical significant Sharpe Index even before the Provisional Act no. 579 of September 11, 2012, which corroborated to lower volatility and greater cumulative return of stocks in the period between 2010 and 2016. In addition, there are evidences to support a higher return on the Private Equity portfolio, since the portfolio of companies without Private Equity showed decreasing average for Return on Assets and Return on Equity indicators and unsatisfactory performance for the indices that make up the DuPont Model / O Brasil assumiu posição de destaque nos últimos anos como um dos mercados emergentes mais atrativos para o investimento de Private Equity em setores relacionados com a infraestrutura, especialmente o Setor Elétrico. Um dos grandes desafios estruturais de curto prazo para este segmento é a necessidade de ter acesso a novos capitais. Nesta perspectiva, o mercado de Private Equity poderá intensificar a sua atividade como fonte complementar de recursos para este setor estratégico. O objetivo principal desta pesquisa foi verificar se o retorno das ações de empresas do Setor Elétrico listadas na BM&FBOVESPA é estatisticamente significativo e diferente devido à presença dos investimentos de Private Equity. Foram examinadas duas carteiras de investimentos com e sem Private Equity. A performance foi medida pelo Índice de Sharpe a fim de capturar o retorno ajustado ao risco. Aplicou-se o método robusto de Ledoit & Wolf (2008) para avaliar a diferença dos Índices de Sharpe e testar as hipóteses do estudo. Os resultados comprovaram que a carteira com Private Equity apresentou, em média, um Índice de Sharpe estatisticamente superior e significativo mesmo antes da Medida Provisória nº 579 de 11/09/2012, o que corroborou para a menor volatilidade e maior retorno acumulado das ações no período de 2010 a 2016. Adicionalmente, há evidências que sustentam a geração de retorno maior da carteira com Private Equity, pois o portfólio de empresas sem Private Equity apresentou indicadores médios de rentabilidade ROA e ROE decrescentes e resultados insatisfatórios para os índices que compõem o Modelo DuPont