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1 PECEPRO-2012/003 _RF – SP COGEN MASTER PLAN 2020 Este documento não pode ser usado, copiado ou cedido sem autorização.

RELATÓRIO FINAL

SP COGEN MASTER PLAN 2020

São Paulo

20/02/2013


PATROCINADORES


RELATÓRIO FINAL DATA 20.02.2013

TÍTULO SP COGEN MASTER PLAN 2020

CLIENTE Associação da Indústria de Cogeração de Energia (COGEN)

ATENÇÃO Srs. Carlos Roberto Silvestrin, Leonardo Calabró e Leonardo Caio

AUTORES

COGEN Promon Ix Consultoria Daimon

Newton Duarte

Carlos Silvestrin

Leonardo Calabró

Leonardo Caio Filho

Valter Yoshida

COMGAS

Pedro Luiz Jr.

Guilherme Velho

Hugo Brodskyn

Osvaldo Bernardo

Daniella Sousa

Danilo Salgado

Isabela Ramiro

Marcela Balla

Afonso Santos

Fabio Horta

Ricardo Cruz

Camilo Pereira

Evgeniya Mezentseva

Marlene Ribeiro

Reinis Osis

Rodolfo Lima

Cristiano Silveira

Carlos Barioni

Mauro Machado


ÍNDICE

1. INTRODUÇÃO ........................................................................................................................... 6

2. CONTEXTUALIZAÇÃO ............................................................................................................. 8

2.1. A BUSCA POR EFICIÊNCIA ECONÔMICA ......................................................................... 8

2.2. MUDANÇA NA MATRIZ ENERGÉTICA ............................................................................... 9

2.3. RELEVÂNCIA E VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO DO ESTADO DE SÃO

PAULO ............................................................................................................................................. 15

2.4. O PROCESSO DE URBANIZAÇÃO DO BRASIL .............................................................. 17

2.5. EXEMPLO DE METODOLOGIA PARA IDENTIFICAÇÃO DE POTENCIAIS ÁREAS PARA

INSTALAÇÃO DE UNIDADES DE COGERAÇÃO ......................................................................... 19

3. AGENTES DO SISTEMA ......................................................................................................... 26

4. BENCHMARKS ........................................................................................................................ 28

4.1. BRASIL ................................................................................................................................ 28

4.2. ALEMANHA ......................................................................................................................... 31

4.3. PORTUGAL ......................................................................................................................... 32

4.4. JAPÃO ................................................................................................................................. 34

4.5. AUSTRÁLIA ......................................................................................................................... 37

5. ESTUDO DE CASO ................................................................................................................. 39

6. TÓPICOS DA ESTRUTURA REGULATÓRIA ........................................................................ 44

6.1. SETOR ELÉTRICO .............................................................................................................. 44

6.2. GÁS NATURAL ................................................................................................................... 46

6.3. EFICIÊNCIA ENERGÉTICA ................................................................................................ 48

6.4. PODER PÚBLICO MUNICIPAL .......................................................................................... 49

6.5. MEIO AMBIENTE ................................................................................................................. 50

7. INDUTORES (ENABLERS) ..................................................................................................... 51

7.1. POLITICAS DE PROMOÇÃO A COGERAÇÃO E CLIMATIZAÇÃO À GÁS NATURAL .. 52

7.2. PLANEJAMENTO INTEGRADO ......................................................................................... 53

7.3. MUDANÇAS REGULATÓRIAS ........................................................................................... 55

7.4. ADEQUAÇÃO DOS CUSTOS DO GÁS NATURAL PARA COGERAÇÃO ....................... 56

7.5. DIVERSIFICAÇÃO DA OFERTA DE GÁS .......................................................................... 56

7.6. PMI (PPP) COGERAÇÃO E CLIMATIZAÇÃO A GÁS NATURAL ..................................... 57

7.7. PRIORIZAÇÃO DE AÇÕES DE POLITICAS PUBLICAS E MUDANÇAS REGULATÓRIAS

57


8. CONCLUSÕES ........................................................................................................................ 60

9. REFERÊNCIAS ........................................................................................................................ 61

10. ANEXOS .............................................................................................................................. 62

10.1. CONCEITUAÇÃO DE VRGD................................................................................................. 62

10.2. LEGISLAÇÃO – SETOR ELÉTRICO .................................................................................. 62

10.3. LEGISLAÇÃO – GÁS NATURAL ........................................................................................ 62

10.4. LEGISLAÇÃO – EFICIÊNCIA ENERGÉTICA ..................................................................... 62

10.5. LEGISLAÇÃO – MEIO AMBIENTE ..................................................................................... 62

10.6. LEGISLAÇÃO – PODER PUBLICO MUNICIPAL ............................................................... 62

10.7. EXEMPLO DA ANÁLISE MULTICRITERIAL APLICADA AO PLANEJAMENTO DA

COGERAÇÃO .................................................................................................................................. 62


1. INTRODUÇÃO

A Promon juntamente com a COGEN, elaboraram o SP COGEN MASTER PLAN 2020, o

qual desenvolve o tema Cogeração e Climatização a Gás Natural, ou seja, a utilização do

Gás Natural para produção de eletricidade, calor e frio com foco nos centros urbanos de

alta densidade.

Motivação

Disponibilidade real de tecnologias competitivas e de alto desempenho

energético, possibilitando uma possível melhoria na eficiência da matriz

energética brasileira;

Expansão imobiliária com destaque para implantação de edifícios corporativos de

grande porte e/ou complexos imobiliários, onde o conceito de viver, morar e

comprar é cada vez mais presente.

Restrições em parte das redes de distribuição em áreas de grande “mutação

urbana”;

Interesse crescente na viabilização de projeto de geração distribuída, com foco na

autoprodução;

Disponibilidade real de gás natural para fomento da cogeração e climatização

(calor e frio).

Principais Desafios

Induzir e motivar a inovação regulatória nas áreas de gás natural (MME, ANP e

ARSESP) e de energia elétrica (MME e ANEEL) visando o fomento da cogeração

e climatização a gás natural;

Superar “preconceitos regulatórios e empresariais” para a adoção de soluções de

geração distribuída;

Organizar informações e dados visando “apoiar decisões empresariais” no

fomento da cogeração e climatização a gás natural, com foco na sustentabilidade.

Objetivos

Incentivar a implantação de unidades de cogeração, com intuito de melhorar a

eficiência econômica e energética do Brasil;


Propor mudanças regulatórias, no que tange a venda/exportação de energia

elétrica por geradores distribuídos;

Permitir as concessionárias de nergia elétrica comprar energia distribuída/serviços

ancilares com preços não atrelados a leilões;

Criar condições para implantação de galerias/espaços multiutilities para gás, água

gelada, calor, eletricidade e telecomunicações;

Criar condições regulatórias e operacionais para a comercialização e distribuição

de energia térmica;

Capturar Benchmarks internacionais para demonstrar como este tema é

abordado;

Realizar estudo de caso para exemplificar algumas formas de possível uma

implantação de cogeração e climatização a gás natural e demonstrar resultados

econômicos.

Estruturação do Master Plan

Este trabalho está estruturado da seguinte maneira: no Capítulo 2 encontra-se uma

contextualização dos aspectos: de necessidade de competitividade do Brasil, mudança

na matriz energética do Brasil, a relevância e vulnerabilidade do sistema elétrico do

Estado de São Paulo, o crescente processo de urbanização resultando na necessidade

de planejamento integrado, demonstração de uma metodologia para identificar potenciais

áreas para instalação de unidades de cogeração/climatização. O capítulo 3 informa as

principais características e politicas de países que são benchmarks deste tema. No

capítulo 4, são apresentadas as visões das entidades que são envolvidas com este

sistema, o que resulta em um olhar sistêmico na cogeração e climatização a gás natural.

No capítulo 5 realizam-se estudos de caso, exemplificando algumas arquiteturas deste

sistema, bem como a viabilidade dos mesmos. No capitulo 6, demonstra a situação

regulatória existente no Brasil referente a energia elétrica e gás, no âmbito federal,

estadual e municipal. No capítulo 7, apresentam-se propostas que induzirão a utilização

de cogeração e climatização a gás natural. No capítulo 8, são apresentadas as

conclusões deste trabalho.


2. CONTEXTUALIZAÇÃO

2.1. A busca por eficiência econômica

A conjuntura econômica mundial é conturbada com os países emergentes com vigor

econômico, liderados pelo crescimento chinês, mantendo o crescimento mundial, em

contrapartida os países desenvolvidos que estão em um crescimento lento, o que resulta

em uma procura mundial por competividade, inclusive o próprio Brasil, o qual pode-se

citar o Plano Brasil Maior. A Figura 1 demonstra o crescimento mundial, mas também

demonstra uma busca mundial pela eficiência econômica e energética.

Particularizando no caso Brasil, o país tem consolidado ao longo de quase duas décadas

uma política econômica que favoreceu a retomada do crescimento econômico, o controle

da inflação e a redução da taxa básica de juros. As reformas políticas e econômicas

implantadas na década de 90 estabilizaram o país, construindo um cenário favorável para

novos investimentos. Por sua vez, na década de 2000, o Brasil formou um forte mercado

interno em razão da manutenção das políticas econômicas, dos crescentes recordes de

exportação de commodities e dos programas sociais que redistribuíram renda.

Este cenário positivo da economia brasileira foi base para a EPE apresentar no seu Plano

Decenal da Expansão (PDE2021), onde a expectativa de um crescimento de 52% para o

PIB e 55% para o consumo de energia no período de 2012 a 2021 (10 anos). Isto

representa uma taxa composta de crescimento anual (CAGR) de 4,3% e 4,5%,

respectivamente.

Figura 1 - Evolução do PIB e do consumo de eletricidade no mundo (fonte: IEA)

PIB

Mu

nd

ial (

Tri U

S$)

Co

nsu

mo

Mu

nd

ial EE (10

³TWh

)

Evolução do PIB e Consumo de Energia Elétrica (Mundo)

37,642,3

45,749,5

55,861,2

57,963,1

15,9 16,7 17,3 18,0 18,8 19,2 19,1 20,20

10

20

30

40

50

60

70

0

10

20

30

40

50

60

70

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

PIB Mundial (Tri US$) Consumo de eletricidade (10³ TWh)


Figura 2 – Projeção do PIB e do consumo de eletricidade no Brasil (fonte: PDE2021)

2.2. Mudança na Matriz Energética

A Eletricidade

Por muito tempo, a expansão da geração de energia no Brasil ocorreu prioritariamente

pela fonte hidrelétrica através de investimentos públicos em usinas com grandes

reservatórios. O Brasil consolidou ao longo de várias décadas a tradição da geração

hidrelétrica.

Com as sucessivas crises que atingiram o país na década de 80, o Estado já não

conseguia manter o ritmo de investimento necessário à expansão do setor, que ficou

estagnado por muitos anos. Mesmo que o consumo de eletricidade continuasse

crescendo ao longo do tempo, os grandes reservatórios de regularização plurianuais

garantiam o abastecimento.

Em 1995 foi estruturado o RESEB, o programa que reformulou o setor elétrico, que

trouxe a competição entre os agentes, desverticalizando as empresas e implantando o

modelo de expansão por contratação em leilões. O estado e a inciativa privada voltaram

a investir em geração, mas não no ritmo necessário para atender a nova carga e cobrir a

lacuna causada por anos de estagnação.

Os reservatórios outrora plurianuais passaram a ser de regularização anual e o setor se

tornou cada vez mais dependente da hidrologia. Em 2001 o Brasil sentiu os efeitos do

desabastecimento através do decreto de racionamento de energia. Com os novos

Projeção de PIB e Consumo de Eletricidade (Brasil)

Co

nsu

mo

de

EE

(TW

h)

PIB

(Bi R

$)

3.9564.717

6.021

500,1 619 773,8

0

1500

3000

4500

6000

7500

0

1500

3000

4500

6000

7500

2012 2016 2021

PIB (Bi R$) Consumo (TWh)

0,1260,131 0,129

Intensidade (kWh/R$)


padrões ambientais, não se construíram usinas de grandes reservatórios e desde então a

capacidade de armazenamento de energia em relação à carga tem se tornado cada vez

menor, conforme ilustra a Figura 3.

Figura 3 – Evolução da carga e do armazenamento do SIN (fonte: ONS). Elaboração Própria

O setor elétrico utiliza desde a década de 80 o modelo computacional NEWAVE e

DECOMP para realizar a programação da operação e o planejamento da expansão. Os

programas calculam qual seria o despacho ótimo do parque gerador tendo em vista a

atual energia armazenada (nível dos reservatórios) e a expectativa da energia natural

afluente (vazões dos rios por conta das chuvas). Como resultado, os programas calculam

o custo marginal de operação (CMO) do sistema que forma o preço do mercado de curto

prazo (PLD). Grosso modo, o CMO é o “valor da água” e quanto maior for, mais térmicas

devem ser despachadas de maneira a atender a carga.

A Figura 4 deixa clara a relação entre a hidrologia, despacho termelétrico e o PLD. Nota-

se que os períodos de maior despacho térmico e PLD ocorrem quando o armazenamento

(EAR) está baixo (final do período seco) e as vazões (ENA) ficam abaixo da média

histórica.

5%5%

5% 5%

4%

5%

3%

-1%

7%

3%4%

1% 4% 2% 1% 2% 3% 0% 0% 2% 2% 2%

6,0 5,9 5,8 5,6 5,6 5,5 5,3 5,4 5,1 5,0 4,9

-2

0

2

4

6

8

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Arm

az/

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Var

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Δ)

da

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arm

aze

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to

Evolução da carga e do armazenamento do SIN

Δ Carga Δ Armazenamento Armaz./Carga


Figura 4 – Relação entre a hidrologia e o PLD (fonte: ONS e CCEE). Elaboração Própria

A fraca hidrologia nos últimos meses de 2012 preocupou o governo que, então, decretou

que as termelétricas deveriam despachar a plena capacidade, fora da ordem de mérito,

com a finalidade de tentar se preservar o nível dos reservatórios. A geração fora da

ordem de mérito será paga pelo Encargo de Serviço do Sistema (ESS), que por sua vez,

será incorporado nas tarifas das distribuidoras através das “bandeiras tarifárias”.

Contudo, mesmo tendo despachado mais de 10 GW médios no último trimestre de 2012,

as termelétricas não conseguiram reverter o quadro de armazenamento decrescente e,

ao final do ano, o armazenamento equivalente do SIN atingiu 31%, o menor nível desde o

racionamento de 2001. Essa experiência mostra a importância da geração firme,

sobretudo de origem termelétrica.

Porém, o PDE2021 mostra que a capacidade instalada do Brasil deverá crescer quase

60% em uma década e que a expansão deverá ser realizada prioritariamente com usinas

hidrelétricas e eólicas, conforme pode ser visto na Figura 5. As usinas hidrelétricas que

irão compor a expansão da geração nos próximos anos são praticamente todas à fio

d’água, com pouca capacidade de armazenamento. De acordo com o PDE, a capacidade

instalada hidrelétrica deve crescer 40% até 2021, mas o armazenamento apenas 5%.

0%

50%

100%

150%

200%

jan/00 jan/01 jan/02 jan/03 jan/04 jan/05 jan/06 jan/07 jan/08 jan/09 jan/10 jan/11 jan/12

%EARmáx% MLT

Relação entre a hidrologia e o preço do mercado de curto prazo

EAR ENA

EAR — Energia Armazenada (reservatórios) como porcentagem do armazenament omáximo (EARmáx)ENA — Energia Natural Afluente (vazões) como porcentagem da média de longo termo (MLT)

0

5.000

10.000

15.000

-

100

200

300

400

500

600

jan/00 jan/01 jan/02 jan/03 jan/04 jan/05 jan/06 jan/07 jan/08 jan/09 jan/10 jan/11 jan/12

(MW médios)PLD (R$/MWh)

Despacho PLD

PLD — Preço de Liquidação das Diferenças médio no mercado de curto prazo (R$/MWh)Despacho Térmico — produção das termelétricas convencionais (MW médios)


Figura 5 – Projeção da capacidade instalada no Brasil por fonte. (Fonte: PDE2021)

A diminuição do armazenamento aumenta as incertezas quanto à disponibilidade da

energia e a expectativa de despacho térmico. Por esta razão, o parque térmico nacional

deverá ser ampliado, ainda que os planos energéticos realizados antes deste período

crítico não sinalizem1.

Parte dessa energia térmica poderia ser produzida de maneira mais eficiente através da

cogeração no centro de carga. A cogeração ajuda a mitigar alguns problemas da matriz

elétrica: reduz o risco de déficit (segurança) por razões hidrológicas, libera a capacidade

térmica para ser usada em condições de emergência e reduz as perdas elétricas.

A cogeração e climatização a gás natural promove o melhor uso da energia térmica em

relação às termelétricas, mesmo comparando-se com as mais eficientes. No caso de uma

usina termelétrica a gás operando em ciclo combinado, apenas metade da energia

térmica produzida chega ao consumidor na forma de energia elétrica2. Porém, quase toda

1 Segundo notícia recente, a EPE admitiu que haverá expansão térmica no PDE2022.

http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/Planejamento_e_Expansao.asp?id=93575 2 Considerando-se eficiência de 56% para a geração e 10% de perdas na transmissão e distribuição.

2011 2021

84 GW

HIDRO2 GW

NUC

17 GW

UTE

5 GW

PCH

8 GW

BIO

1 GW

EOL

117 GW

HIDRO

3 GW

NUC

26 GW

UTE

7 GW

PCH

13 GW

BIO

16 GW

EOL

Evolução da capacidade instalada por fonte de geração (GW e %)

2011 2021

2012 2021

Potência Hídrica Instalada (GW) 84 119

Capacidade de Armazenamento do SIN (GWmês) 285 298

Participação da Hidroeletricidade na Matriz Energética (%) 72% 64%

40%

5%

-8%


a energia térmica produzida pela cogeração é aproveitada pelo consumidor sob a forma

de eletricidade e calor para a geração de frio ou vapor.

A substituição de parte das termelétricas convencionais pela cogeração e climatização na

expansão do sistema promove não só a eficiência energética, mas também ajuda a

reduzir o índice de emissão de gás estufa por cada unidade de energia gerada pelo

sistema, pois é necessária uma menor potência instalada para atender a mesma carga.

Gás Natural

A Agência Internacional de Energia (IEA) publicou uma edição especial do World Energy

Outlook 2011 intitulada “Are we entering a golden age of gas?”, em função da

notoriedade que o gás tem recebido ao longo dos últimos anos. As recentes descobertas

de imensos reservatórios de gás de folhelho (shale gas) fazem agora com que o gás

natural seja visto como um potencial substituto do petróleo e do carvão, tornando a matriz

energética mais limpa.

Com a entrada em operação do GASBOL em 1999, o Brasil passou a contar com o gás

como um energético importante em sua matriz, ultrapassando mais de 10% da oferta

interna de energia em 2010. Nos últimos anos o gás passou a ser uma opção para a

indústria e para a geração termelétrica, mas o crescimento da oferta não acompanhou

integralmente o crescimento da demanda.

De acordo com o PDE2021, o crescimento da demanda de gás será expressivo nos

próximos dez anos. Grandes projetos como o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro

(COMPERJ), o uso do gás natural como insumo nas refinarias e nas plantas de

fertilizantes, o uso intensivo do gás na siderurgia farão o consumo não termelétrico

dobrar em 10 anos, saindo do atual patamar de 61 Mm³/dia para 121 Mm³/dia em dez

anos. Adicionando-se a isso um consumo termelétrico médio esperado de 18 Mm³/dia,

que pode saltar para 48 Mm³/dia na condição de pleno despacho, o consumo de gás

natural no Brasil pode atingir de 139 a 186 Mm³/dia em 2021.

Para fazer frente a esta demanda, são previstos aumentos na produção dos campos

existentes, exploração de gás associado e não associado no pré-sal e expansão e

investimentos em terminais de regaseificação de GNL, como a expansão do terminal da

Baía de Guanabara de 14 para 20 milhões de m³/dia e a entrada em operação do

terminal de GNL da Bahia com capacidade de 14 milhões de m³/dia. O PDE2021 estima

que será investido R$ 3,1 bilhões em gasodutos além de R$ 1,2 bilhão no terminal de

GNL da Bahia.

A Figura 6 ilustra o histórico (ANP) e a projeção (EPE) da produção líquida de gás natural

no Brasil no período de 2000 a 2021. A projeção de produção líquida considera a


produção bruta e as estimativas de reinjeção nos reservatórios, perdas, queimas e

consumo próprio na exploração do gás natural. Espera-se que em 2017 o gás do pré-sal

comece a ser entregue em grande quantidade.

Quanto ao preço do gás, o PDE2021 aponta um cenário de preços cadentes, que inicia

em 11 US$/MBtu em 2012 e estabiliza na faixa dos 7 a 8 US$/MBtu no final do horizonte.

Estes valores são apenas indicativos e dependem muito de fatores externos e dos preços

dos energéticos substitutos.

Figura 6 – Evolução e projeção da produção líquida de gás natural no Brasil (fonte:

ANP/EPE)

O gás de folhelho (shale gas ou gás de xisto) é outro aspecto que tem contribuído para o

fortalecimento do gás natural como um todo. O êxito obtido na extração do gás de

folhelho pelos Estados Unidos, sobretudo após o ano de 2006, despertou o interesse

internacional por este gás não convencional. Em 2011 a IEA publicou um relatório sobre

o potencial deste gás no resto do mundo3.

O relatório estima que as reservas tecnicamente recuperáveis de gás de folhelho no

Brasil atinjam 6,4 trilhões de m³ (226 TCF). O relatório da IEA considera apenas a bacia

do Paraná. Estudos preliminares da ANP estimam que as bacias do Parnaíba, Parecis e

3 Kuuskraa V, Stevens S, Van Leeuwen T and Moodhe K: “World Shale Gas Resources: An Initial

Assessment of 14 Regions Outside the United States”, Washington, DC, US DOE EIA, Abril 2011.

http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/pdf/fullreport.pdf

18 18 22 24 26 27 27 2735

2835

4046

6370

77

96

115

138

153160164

0

20

40

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80

100

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140

160

180

milhões m³/diaProdução líquida nacional de gás natural

Histórico (ANP) Projeção (EPE/PDE)


Recôncavo possuam 5,9 trilhões de m³ (208 TCF)4. A soma das estimativas indica um

potencial aproximado de 12 trilhões de m³ de gás de folhelho, valor trinta vezes superior

às reservas comprovadas de gás natural no Brasil (0,37 trilhões m³).

O mesmo relatório estima que o potencial tecnicamente recuperável de gás de folhelho

na Argentina seja de 22 trilhões de m³. Recentes descobertas no país fizeram com que

se tornasse o terceiro em reservas potenciais, atrás apenas da China e dos Estados

Unidos. O gás argentino poderia suprir não só as necessidades locais, mas também

atender parte do consumo de nações parceiras, como o Brasil.

No início de 2013 o governo federal sinalizou à Petrobras a importância deste recurso,

sobretudo por conta do não esperado despacho termelétrico durante o ano de 2012, de

forma que em janeiro de 2013 a Petrobras criou o PRON-GAS, Programa Onshore de

Gás Natural, com a finalidade de se avaliar o potencial de gás natural convencional ou

não nas bacias terrestres brasileiras. O programa dá ênfase para a geração termelétrica

e produção complementar de fertilizantes para o agronegócio brasileiro5. No mesmo mês,

a ANP anunciou o primeiro leilão de gás de xisto terrestre, previsto para dezembro de

20136.

Pelas sinalizações da EPE, ANP e Petrobras, fica evidente que o gás natural terá um

espaço de relevância na matriz energética brasileira nos próximos dez anos e haverá

uma grande oferta de gás no mercado, sobretudo após 2017, quando o gás do pré-sal

estiver disponível. Esse cenário é favorável para a cogeração a gás natural, tanto pela

oferta do recurso quanto pela expectativa de redução de seu preço.

2.3. Relevância e vulnerabilidade do sistema elétrico do Estado de São Paulo

Grande parte da expansão da geração hidrelétrica brasileira no século 20 aconteceu no

estado de São Paulo, com os complexos hidrelétricos instalados nos rios Paraná, Tietê,

Grande e Paranapanema. Com o vertiginoso crescimento da demanda paulista a partir da

década de 70, o estado passou a importar energia de outros estados da federação. No

final da década de 70, construiu-se no Paraná a usina de Itaipu, cujas linhas de

transmissão entregam energia em São Paulo.

4 Seminário de Gás não Convencional – Painel 2 – Apresentação de Olavo Colela (ANP): “Reservas

Brasileiras de Gás Convencional e Potencial para Gás Não Convencional”

http://www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Institucional/Publicacoes/Paginas/s_gas_nao_convenci

onal.html 5 http://www.investidorpetrobras.com.br/pt/destaques/petrobras-cria-programa-para-avaliar-potencial-e-

aproveitamento-do-gas-natural-produzido-a-partir-de-reservatorios-convencionais-e-nao-convencionais-em-

bacias-sedimentares-terrestres-brasileiras.htm 6 http://br.reuters.com/article/topNews/idBRSPE90F06I20130116


A Figura 7 foi construída a partir do Balanço de Energético do Estado de São Paulo

(BEESP 2011) e demonstra a crescente importação de eletricidade no estado, enquanto

que o crescimento da geração foi muito pequeno. De acordo com a secretaria de energia,

em setembro de 2012 o estado de São Paulo importou 49,8% de seu consumo bruto.

Figura 7 – Produção e importação de eletricidade no estado de SP. (fonte: BEESP 2011)

Ainda que a independência energética não seja um problema interno no Brasil, a

crescente distância da geração em relação ao centro de carga é preocupante, pois

grandes linhas de transmissão trazem problemas de confiabilidade. Sistemas muitos

extensos são mais suscetíveis a problemas de estabilidade, dificultando a manutenção do

sincronismo entre as áreas elétricas, o que aumenta o risco de blackouts.

A cogeração no centro de carga ajudaria a mitigar este problema, pois ela não só atende

eficientemente o consumo do cogerador, como também muitas vezes exporta potência

para a rede, permitindo que a concessionária atenda outros consumidores. A cogeração

reduz as perdas elétricas e melhora a confiabilidade da rede.

6.0

88

6.0

01

6.5

05

6.7

16

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07

20

08

20

09

20

10

Balanço de Eletricidade para o Estado de São Paulo (em MW médios)

Produção Estudual Importação Líquida Consumo Líquido


2.4. O processo de Urbanização do Brasil

O Brasil é o quinto maior país do mundo em extensão territorial, e apesar disso, possui

mais de 80% da população vivendo próxima à costa, concentrada principalmente em

regiões urbanas. Somente na Região Metropolitana de São Paulo (RMSP) há 20 milhões

de habitantes. A metrópole corresponde a pouco mais de 10% da população nacional.

Por sua vez, a Região Metropolitana do Rio de Janeiro possui 12 milhões de habitantes.

A Figura 8 abaixo mostra que o Brasil passa por um grande processo de urbanização nas

últimas décadas atingindo uma taxa de urbanização de 87% no ano de 2011, de acordo

com os censos do IBGE. Contudo, espera-se que a taxa se mantenha neste patamar nos

próximos dez anos. Mesmo que tal índice fique constante, o crescimento absoluto da

população fará com que as cidades tenham que abrigar um maior número de habitantes.

Figura 8 – Evolução e projeção da urbanização no Brasil (fonte: IBGE)

Fica evidente que os desafios são enormes, por exemplo nas cidades tão saturadas

como São Paulo e Rio de Janeiro. A mobilidade urbana passou a ser uma preocupação

constante e o uso do espaço também. Em algumas cidades do Brasil o conceito de

morar, trabalhar e comprar no mesmo complexo tem ganhado espaço. Por exemplo,

pode-se citar o Parque da Cidade, um complexo imobiliário que reúne torres de

escritórios, salas comerciais, apartamentos, hotel, shopping center e lazer. Estima-se que

cerca de 50 mil pessoas deverão transitar pelo empreendimento todos os dias.

Há muitos exemplos de novos empreendimentos imobiliários de grande porte na cidade

de São Paulo, como mostrado na Figura 9 e Figura 10. Estes novos espaços podem

incorporar o conceito de cogeração ainda na sua fase de projeto. Ademais,

empreendimentos já existentes também pode sofrer retrofit para se tornarem mais

eficientes.

MAM – Madeira Amazonas

ARN – Arco Norte

ATO – Araguaia Tocantins

TRN – Transnordestino

SFR – São Francisco

RSE – Rede Sudeste

SUL – Sul

SUD – Sudoeste

OES - Oeste

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Taxa de Urbanização (efetiva e projetada) por eixos

Média MAM ARN ATO TRN

SFR R.SE SUL SUD OES

Fonte: IBGE


Figura 9 – Operações urbanas (OU) e novos empreendimentos imobiliários na cidade de

São Paulo (imagem: Google Maps). Elaboração própria

Figura 10 – Exemplo de grandes complexos imobiliários corporativos e suas demandas

térmicas e elétricas estimadas (imagem: Google Maps). Elaboração própria


2.5. Exemplo de metodologia para identificação de potenciais áreas para instalação de unidades de cogeração

Introdução

A exportação de calor/frio a partir de cogeração caracteriza-se por ser um serviço que a

localização é fundamental. Por meio de uma abordagem espacial integrada, pode avaliar

diversos aspectos que influenciam a geração e exportação de eletricidade e calor/frio,

como cargas locais, áreas disponíveis, vias públicas, redes de gás, galerias técnicas,

entre outros.

No presente item, o objetivo é demonstrar uma metodologia para identificação de regiões

potenciais para implantação de sistemas de cogeração/climatização em áreas urbanas.

Para isso, serão utilizadas ferramentas de geoprocessamento e análises multicriteriais,

para maiores detalhes da teoria de geoprocessamento e análises multicriteriais, ver

anexo 10.7.

Um estudo piloto, baseados em dados estimados e reais, foi feito para avaliar a

distribuição de potenciais e as possibilidades de análise espacial. A base de dados

georreferenciados produzida permitiu considerar aspectos da distribuição dos dados

através da manipulação de valores de interesse, permitindo uma ponderação preliminar

sobre as potencialidades do método. Apresenta-se o resumo de um trabalho de avaliação

multicriterial.

Metodologia de Mapeamento do consumo energético

Neste estudo piloto, a primeira etapa foi o mapeamento do consumo energético, que

neste caso foi feito por meio de imagens de satélite disponíveis pelo software Google

Earth. Foi definido um padrão aproximado de consumo para casas e prédios de acordo

com sua altura a área ocupada (Tabela 1).

Tabela 1 – Unidades consumidores identificadas e consumo estimado

Unidade consumidora Consumo estimado (kWh)

Casa pequena 300

Casa média 600

Casa grande 1.000

Prédio pequeno 10.000

Prédio médio 30.000

Prédio grande 50.000


É importante ressaltar que esta metodologia de coleta de dados de consumo de energia

elétrica gerou um mapa de consumo aproximado, em função das grandes incertezas

quanto à classificação visual de cada consumidor.

Para a execução de um mapeamento definitivo para tomada de decisões, poderão ser

utilizadas informações georreferenciadas de diversas fontes, como concessionárias de

energia elétrica, Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) ou a Prefeitura

Municipal de São Paulo. A Figura 11 demonstra as etapas do procedimento adotado.

Figura 11 - Mapeamento dos consumidores de energia elétrica para uma porção da área

urbana de São Paulo, SP.

No layer de base, é representada a imagem de sensor remoto a partir do qual foi feita a

avaliação visual para a coleta de dados. No segundo layer, a base de dados vetoriais

criada representa os centros de carga. No último temos a representação dos valores das

cargas através da dimensão e das cores das colunas, onde são evidenciadas as

concentrações das cargas.

Locais potenciais para implantação de plantas de cogeração/climatização

Para esta etapa foi feita uma avaliação de regiões potenciais para implantação de plantas

de cogeração/climatização com objetivo no atendimento da demanda térmica de ar

condicionado.


Os locais de maior interesse a implantação de plantas de cogeração/climatização são

aquelas com maior concentração de consumo e maior demanda térmica de ar

condicionado. Nessas regiões se encontram os maiores centros de cargas, geralmente

com um índice de verticalização mais elevado, ou seja, onde se localizam os maiores

prédios.

Considerando que a distribuição de calor/frio a partir de uma planta depende de

determinada área e das cargas nela contida, foi executado o procedimento de janela

móvel. Esta consiste numa área ou janela de tamanho fixo. Esta janela é movimentada

no campo de interesse em intervalos regulares, e as informações de interesse são

integradas dentro dos limites da janela. O resultado é apresentado na forma de um layer

de pontos, onde cada um deles representando o centro o centro de cada janela com o

valor do somatório. No presente caso, estipulou-se uma janela móvel quadrada com 500

metros de lado, e com incremento entre janelas de 100 metros.

Através deste procedimento, foi gerado o mapa da Figura 12, onde os centros das

janelas móveis e respectivo somatório das cargas são representados pelos pontos. Este

mapa é útil na avaliação dos potenciais de distribuição de frio, pois cada ponto já abrange

o potencial de distribuição de determinada área. A dimensão da janela pode ser

modificada permitindo diferentes avaliações.

Figura 12 - Consumo total de energia elétrica a partir da janela móvel de 500 metros. Cada

ponto representa o centro de uma janela.


Considerando que o consumo de ar condicionado pode ser abatido por plantas de

cogeração, avaliou-se o potencial de consumo de refrigeração passível de ser

substituído. Neste sentido, apenas os maiores prédios foram isolados e considerados

para estimativa da demanda térmica de ar condicionado. Esta última foi calculada

considerando que, da energia elétrica consumida, 60, 50 e 40% é a energia consumida

pelos sistemas de ar condicionado para pequenos, médios e grandes consumidores,

respectivamente.

O procedimento desta avaliação foi semelhante à janela móvel descrita ao anterior, com

a diferença que na janela foi considerado apenas os grandes consumidores, como já

citado. O resultado pode ser verificado na Figura 13.

Figura 13 - Consumo de ar condicionado substituível, com base na janela de 500 metros.

Os pontos vermelhos representam locações mais favoráveis para plantas de cogeração

com exportação de calor e frio, pois representam os locais onde existe uma proporção

maior de energia gasta com refrigeração passível de ser substituída. Esta avaliação do

potencial de refrigeração substituível será parte integrante da avaliação multicriterial,

descrita no item seguinte.


Avaliação multicriterial – Integração de impeditivos, potencialidades e aspectos

econômicos

Em conjunto à avaliação de potencial energético, serão avaliados diversos fatores

determinantes para a implantação de um empreendimento dessa natureza. Tais fatores

são potencialidades e impeditivos à implantação de plantas de cogeração com

exportação de calor ou frio, como valor do solo urbano, aspectos ambientais e redes de

distribuição de gás. Para essa avaliação, será feita uma integração dos fatores em

diversas camadas com informações georreferenciadas, tal como mostrado na Figura 14,

referente a uma porção da área urbana do município de São Paulo, entre os bairros de

Itaim-Bibi e Santo Amaro. Para maiores detalhes da teoria de analise multicriterial ver

anexo 10.7.

Figura 14 - Camadas com os diferentes fatores importantes à definição da locação de

plantas de cogeração e exportação de calor/frio. Fonte: Google Earth (2012), Plano Diretor

Estratégico (2002).


Dimensionamento das plantas de cogeração

Após o mapeamento dos potenciais de cogeração/climatização, ou seja, seleção das

melhores alternativas locacionais, poderá ser feita a seleção das melhores áreas e

verificada a viabilidade quanto à dimensão dessas plantas e a área de influência em

relação à oferta de energia gerada.

Isso é possível por meio da determinação de limites variáveis para cada planta de

cogeração/climatização selecionada, onde é feito o cálculo da energia gerada em função

da demanda térmica dentro dos limites determinados. Com isso é possível determinar o

impacto das plantas de cogeração no cenário de consumo energético. Dando

continuidade aos testes com os dados coletados no presente estudo, pode-se avaliar

esse impacto local com a implantação de plantas de cogeração (Figura 15). Estas áreas

foram selecionadas visualmente, apenas como exemplo para demonstrar as análises que

são possíveis de realizar.

Figura 15 - Posicionamento de possíveis plantas de cogeração (mapa a esquerda) e alívio

das cargas locais ao se eliminar o consumo de ar condicionado substituível pela cogeração

(mapa da direita).

Esta análise pode ser estendida se considerarmos a geração de energia excedente, por

conta do atendimento completo da demanda de ar condicionado. Esta energia injetada na

rede pode ser representada como atendendo às cargas dos consumidores adjacentes

(Figura 16Figura 16).


Figura 16 - Consumo energético total menos ar condicionado substituível (mapa da

esquerda) e consumo energético considerando o atendimento da demanda pelas plantas

hipotéticas (mapa da direita).

Observa-se a notória capacidade de aliviar as cargas locais numa região de elevado

consumo elétrico. Por meio da determinação de limites variáveis para a distribuição de

energia/calor e potência associada das plantas também é possível calcular as perdas e

custos para os diferentes limites determinados. Com isso torna-se possível a

determinação da potência ideal das plantas de cogeração e limites ideais para

distribuição de calor/frio e energia.


3. AGENTES DO SISTEMA

Este Master Plan realiza uma visão sistêmica do assunto em questão, onde há

necessidade de identificar as principais entidades que afetam ou são diretamente

afetadas pelo sistema, onde se neste trabalho denominou-se como Agentes do Sistema.

A Figura 17 demonstra os principais agentes do Sistema.

Figura 17 – Principais agentes do sistema considerados neste trabalho

Após a identificação dos principais envolvidos com o sistema, realiza-se uma analise de

requisitos de cada agente, possibilitando a correlação de visões e interesses. A Tabela 2

demonstra os principais requisitos que foram obtidos da realização de uma pesquisa

qualitativa presencial, onde se pode destacar:

Cogeração traz benefícios a matriz energética por meio de melhoria de eficiência no uso de Gás Natural;

Há consenso entre vários stakeholders de que existem barreiras em função do

custo do gás e de falta de diversificação de fornecimento;

Existem oportunidades em multi-utilities no que tange as galerias técnicas e complementariedade energética em um processo de planejamento integrado;

Necessita-se de mudança regulatória para induzir cogeração e climatização a frio.


Tabela 2 – Resultado da rodada de entrevistas com os agentes do setor

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4. BENCHMARKS

4.1. Brasil

A cidade de São Paulo concentra pouco mais da metade dos edifícios com certificação

LEED7 no Brasil, e hoje o país é o quarto maior construtor de empreendimentos verdes

do mundo8. A busca pela eficiência energética será uma preocupação cada vez maior

das construtoras e a cogeração vai de encontro a isso.

O complexo corporativo Rochaverá, em São Paulo, é um benchmark brasileiro tanto em

sustentabilidade como em cogeração. Trata-se do maior empreendimento corporativo

padrão AAA do Brasil e o primeiro a conquistar a certificação LEED Gold no país.

Localizado nas margens do Rio Pinheiros, na zona sul de São Paulo, o empreendimento

tem uma área construída de 120 mil m² dividida em 4 torres. As duas primeiras torres a

serem construídas, Ebony (torre A) e Marble (torre B), têm 17 andares cada uma e se

destacam pelas suas faces inclinadas. As duas outras torres, Cristal (C) e Diamond (D),

que tem 30 e 8 andares, respectivamente, estão sendo construídas em uma segunda

etapa, em fase de conclusão.

O complexo foi projetado pelo escritório Aflalo & Gasperini e conta com conceitos

arquitetônicos que reduzem a demanda de energia, como maior aproveitamento da

iluminação natural, vidros reflexivos que diminuem a carga térmica dos escritórios,

elevadores inteligentes que otimizam o transporte dos usuários e que possuem frenagem

regenerativa, distribuição mais eficiente de ar-condicionado por VAV (volume de ar

variável). Outros aspectos sustentáveis também foram incorporados, como o uso de

pisos permeáveis para o reaproveitamento da água das chuvas nas áreas comuns e

jardins, a redução do consumo de água e o uso de madeiras certificadas.

Um dos destaques do Rocheverá é sua central de cogeração a gás, que pode atender

integralmente a demanda energética do complexo, tanto elétrica quanto térmica. Essa

instalação foi visitada pelos elaboradores deste trabalho, que puderam verificar o elevado

grau de eficiência, autonomia e confiabilidade do sistema.

A central de cogeração é constituída por 4 unidades geradoras a gás de 2.000 kW,

totalizando 8.000 kW instalados, e por 4 chillers de absorção de 540 TR e um menor de

320 TR. Caso os motores a gás não estejam operando, a demanda de frio pode ser

atendida por 5 chillers elétricos, de 350 TR cada. O circuito troca calor com o exterior

através de 8 torres de refrigeração.

7 LEED – Leadership in Energy and Enviromental Design. Certificado de sustentabilidade concedido pelo

Green Building Council (GBC). 8 Green Building Council Brasil (http://www.gbcbrasil.org.br/?p=certificacao)


Figura 18 – Torres Ebony a Ivory do complexo corporativo Rochaverá

Figura 19 – Instalações da Cogeração do complexo corporativo Rochaverá


O complexo Rochaverá pode ser totalmente atendido pela concessionária através de dois

transformadores de 4 MVA que conectam a planta com a rede de 34,5 kV da Eletropaulo.

O condomínio possui 2 grupos Diesel de 1.500 kW para uma eventual emergência, além

de outros grupos Diesel instalados por particulares que garantem o backup de CPDs. Um

diagrama unifilar simplificado do complexo pode ser visto na figura 20.

Figura 20 – Diagrama unifilar da central de cogeração do complexo Rochaverá

Ao se visitar as instalações do Rochaverá, constata-se que a cogeração não trata apenas

de confiabilidade, mas ela é parte integrante de um conceito maior de sustentabilidade e

eficiência energética. Este é um exemplo corporativo, mas o conceito pode ser estendido

num conceito global de planejamento urbano.

~ ~ ~ ~ ~ ~

A B C D A B C D SA

Torres Torres

Serviços Aux.

Chillers Elétricos

G3 G4 GD2 G1 G2 GD1

Eletropaulo

(34,5 kV)


4.2. Alemanha

A matriz energética alemã é dominada por combustíveis fósseis, como óleo, gás e

carvão. Mesmo com os recentes investimentos em geração renovável, o país ainda

depende muito da geração a carvão, nuclear e gás. Após o incidente com a usina nuclear

de Fukushima, no Japão, a Alemanha pretende retirar de operação todas as suas plantas

atômicas até 2020.

Figura 21 – Matriz energética alemã (fonte: http://www.ag-energiebilanzen.de)

A geração renovável e a cogeração tem forte apelo na Alemanha. Os alemães recebem

em sua conta de luz um breve informativo explicitando a contribuição de cada fonte no

seu consumo de energia e ainda são incentivados a aumentar a participação da geração

renovável e eficiente se pagarem um valor adicional.

No ano 2000 foi criada a lei das energias renováveis (EEG)9 com a finalidade de se

incentivar a eficiência e a sustentabilidade da matriz energética. De acordo com esta lei,

para se reduzirem as emissões de GEE, as fontes renováveis têm despacho prioritário.

Em 2011, a Alemanha tinha contratado mais de 11,7 GW médios pela EEG.

9 Erneuerbare Energien Gesetz - http://www.bmu.de/erneuerbare_energien/downloads/doc/40508.php

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Nuclear

Gás Natural

Óleo

Hidr./Renováveis

Outros

Fonte: AGEB – AG Energiebilanzen e.V.

http://www.bmu.de/erneuerbare_energien/downloads/doc/40508.php


O governo alemão reconheceu a importância da cogeração para a eficiência da matriz

energética e criou em 2006 um incentivo fiscal10 sobre o preço do gás natural caso o fator

de capacidade da planta seja maior que 70%. A redução de impostos pode atingir até

80%, de acordo com a eficiência da planta.

Além disso, a emenda da EEG de 2009 prevê um bônus de cogeração de até 30 €/MWh

se o calor das plantas de biomassa e biogás for aproveitado eficientemente. Um bônus

adicional de até 20 €/MWh pode ser concedido a título de inovação tecnológica, caso a

planta traga algum avanço para o estado da arte da cogeração. Este subsídio é pago

pelos consumidores do sistema.

Para viabilizar as pequenas cogerações, o governo alemão isentou as plantas de até 2

MW da tarifa de distribuição, que custa em média 20 €/MWh, se a energia for consumida

nas proximidades. A contraparte contratual também é isenta da tarifa de distribuição, de

forma a incentivar a contratação desta fonte.

4.3. Portugal

A matriz energética de Portugal é amplamente dominada pelo uso de fontes não

renováveis, como o petróleo, o gás natural e o carvão, conforme mostrado na Figura 22

O país é fortemente dependente de importações de fontes primárias de energia. Do total

da energia consumida internamente, mais de 80% advém de fontes importadas,

majoritariamente de países Africanos (Nigéria e Algéria) e Sul-Americanos (Brasil). Os

combustíveis importados em maior quantidade são o petróleo e o gás natural. Este

último, introduzido na matriz energética do país no final da década de 90, tem tido sua

participação aumentada, substituindo o uso do petróleo. Em 2009, o petróleo

representava 46% do total de energia consumida, enquanto que a participação do gás

natural chegou a 17%11.

A produção doméstica de energia primária em Portugal está totalmente baseada em

fontes renováveis, entre elas a biomassa, resíduos sólidos, solar, geotérmica e

hidrelétrica12.

A produção total de energia elétrica em Portugal no ano de 2010 foi de aproximadamente

55 mil GWh, sendo que mais da metade é referente à produção termelétrica. A Figura 22

mostra a matriz elétrica de Portugal, de acordo com o tipo de produção13.

10

Energiesteuer-Ersparnis und Zuschläge nach dem KWK-Gesetz bei kleinen KWK-Anlagen (BHKW) -

HessenENERGIE 11

IEA – Base de dados por país - http://www.iea.org/stats/balancetable.asp?COUNTRY_CODE=PT 12

IEA – Energy Policies of IEA Countries, Portugal, 2009 13

PORDATA - http://www.pordata.pt/Portugal/Producao+bruta+de+energia+electrica


Figura 22 – Matriz energética portuguesa por fonte (fonte: IEA e PorData)

A partir do ano 2000, após a introdução do gás natural na matriz energética portuguesa

na década de 90, os antigos sistemas de cogeração movidos à óleo diesel foram sendo

gradativamente convertidos ou substituídos por sistemas a gás natural, ação que foi

incentivada por políticas do governo que objetivavam, entre outras coisas, reduzir a

quantidade de emissões de gases efeito estufa. Em 2012, a cogeração foi responsável

pela produção de aproximadamente 14% do total de eletricidade consumida no país, a

Figura 23 demonstra um caso de cogeração e climatização14.

Em maio de 2012 o governo português cortou grande parte dos apoios e subsídios à

cogeração, com o objetivo de reduzir o déficit tarifário do país, indo de encontro à

tendência observada na maior parte dos países europeus, onde cada vez mais políticas

de incentivo à cogeração tem sido criadas.

14

Cogen Portugal - http://www.cogenportugal.com/general_content/ Acessado em 07/11/2012


Figura 23 – Benchmark português (Parque das Nações)15

4.4. Japão

Os combustíveis fósseis dominam a matriz energética do Japão, sendo que somente o

petróleo representou mais de 40% do total de energia consumida no país no ano de

2010, como mostra a Figura 24.

Devido à escassez de recursos energéticos no país, o Japão é atualmente o maior

importador mundial de GNL, além de ser também o segundo maior importador de carvão

mineral e terceiro maior de petróleo.

Em 2010, a produção total de eletricidade no Japão foi de aproximadamente 1TWh,

sendo que as usinas térmicas a combustíveis convencionais representaram mais de 60%

enquanto que as usinas térmicas nucleares responderam por mais de um quarto deste

total, conforme indicado na Figura 24.

15

Climaespaço - http://www.climaespaco.pt/duplo_clima.htm - Acessado em 07/01/2012

Benchmark Português: Parque das Nações

Em 1997, na cidade de Lisboa, Portugal, um sistema de distribuição de

calor e frio foi construído para abastecimento dos edifícios que fazem

parte do Parque das Nações, empreendimento que recebeu a Expo-98.

Central

Tecnologia Turbina a gás

Combustível Gás Natural

Potência Elétrica 4,7 MW

Potência Térmica (calor) 22 MW

Potência Térmica (frio) 26 MW

Condições de Funcionamento

Número de horas por ano 8.500

Energia elétrica produzida por ano 40 GWh

Energia térmica produzida por ano 66 GWh

Consumo de gás natural 12 x 106 m³


Figura 24 – Matriz energética japonesa por fonte (fonte: IEA16

)

Em 2010, a produção total de eletricidade no Japão foi de aproximadamente 1TWh,

sendo que as usinas térmicas a combustíveis convencionais representaram mais de 60%

enquanto que as usinas térmicas nucleares responderam por mais de um quarto deste

total, conforme indicado na Figura 24.

A matriz energética japonesa tende a sofrer mudanças consideráveis no que diz respeito

aos combustíveis nucleares, devido a acidentes ocorridos em usinas desse tipo nos

últimos anos, como o de Fukushima em março de 2011.

Nesse contexto, aliando também a busca por redução de emissões de gases efeito

estufa, o governo japonês tem incentivado a substituição de combustíveis poluentes

como petróleo e carvão por fontes consideradas mais limpas, por exemplo, o gás natural.

O Japão está entre os países com maior capacidade instalada de cogeração no mundo.

Em 2008, o parque de cogeração era de 8,7GW (cerca de um terço movido a diesel e

dois terços a gás natural) e foi responsável pela produção de 4% do total de energia

elétrica consumida pelo país no ano17.

16

EIA (Energy Information Administration), Country Analysis Briefs – Japan, 2012 – Disponível em

www.eia.doe.gov 17

IEA (International Energy Agency), The International CHP/DHC Collaborative – CHP/DHC Country

Scorecard: Japan, 2008


O governo do Japão possui diversos programas de incentivo à cogeração, os quais estão

intimamente relacionados à busca por maior eficiência energética, reduzindo assim a

profunda dependência do país por fontes combustíveis importadas18.

Além de acidentes em usinas nucleares, citados anteriormente, a frequente ocorrência de

desastres naturais no país aumenta a relevância da confiabilidade no abastecimento

energético, criando um ambiente cada vez mais propício à instalação de sistemas de

cogeração que tem, dentre outras, a vantagem de aumentar consideravelmente a

confiabilidade por não depender de grandes sistemas de distribuição e transmissão. A

Figura 25 demonstra um caso de cogeração e climatização a gás natural.

Figura 25 – Benchmark Japonês (Makuhari)

18

Power Engineering International – Trigeneration begins to take off, 01/10/2007. Disponível em

http://www.powerengineeringint.com/articles/print/volume-15/issue-8/cogeneration-focus/trigeneration-

begins-to-take-off.html

Benchmark Japonês: Makuhari

A rede de distribuição de frio e calor, no distrito de Makuhari, em Chiba,

Japão, data do ano de 1989. Em 2007, o sistema, inicialmente constituído

por um boiler e um chiller de absorção, foi expandido, com a instalação de

uma unidade de cogeração.

O sistema atende a demanda de aquecimento e refrigeração de edifícios

comerciais e residenciais, hotéis, além de um Centro de Convenções. Do

total de energia elétrica produzida, cerca de 20% é utilizada no

funcionamento da própria unidade e o restante é vendido à rede municipal

de eletricidade.

Central de Cogeração

Tecnologia Motor a gás (2)


Potência total 2 x 16 MW

Potência elétrica 15,7 MWe

Potência térmica 10,8 MWt


4.5. Austrália

A Austrália é um país abundante em recursos naturais, o que a coloca em posição

vantajosa no cenário energético, ocupando a 9ª posição no ranking dos maiores

produtores de energia, representando aproximadamente 2,5% do total de energia

produzida no mundo. O consumo doméstico de energia do país representa cerca de um

terço do total de sua produção19.

A matriz energética da Austrália é dominada por fontes não renováveis (95%) sendo que

aproximadamente três quartos do total de energia produzido em 2009 são provenientes

de carvão e petróleo. Apesar de possuir grandes reservas de carvão, aproximadamente

10% do total mundial, grande parte do petróleo utilizado no país é importado.

Figura 26 – Matriz energética australiana por fonte (fonte: ABARES19

)

Em 2009, a produção de energia elétrica na Austrália chegou a 261 TWh, sendo que

mais de 75% deste total foi produzido a partir de carvão devido à grande oferta do

recurso no país e ao baixo custo do combustível, quando comparado a outras fontes. O

gás natural, segunda maior fonte de eletricidade na Austrália, respondeu por 15% do total

produzido em 2009. Juntos, carvão e gás natural representam mais de 90% do total de

energia elétrica gerada no país, representado na porção térmica do Figura 26.

Devido ao fato de a matriz elétrica australiana estar amplamente baseada em carvão,

como mencionado anteriormente, a cogeração apresenta-se como potencial alternativa

19

Australian Government, Department of Resources Energy and Tourism – Energy in Australia, 2011 –

Disponível em www.abares.gov.au


tanto para substituição do combustível por fontes menos poluentes, por exemplo, o gás

natural, como para o aumento de eficiência dos sistemas de geração, reduzindo assim o

total de emissões de gases efeito estufa decorrente da produção de eletricidade.

Em 2011, a capacidade instalada total de cogeração era de aproximadamente 3,4GW,

sendo que cerca de 20% do parque era abastecido por fontes renováveis20.

Os incentivos oferecidos pelo governo da Austrália estão basicamente relacionados ao

aumento de eficiência energética dos sistemas e não à cogeração propriamente dita.

Previsto para entrar em vigor em 2013, o Clean Energy Finance Corporation (CEFC) é

um fundo de investimento do Governo Australiano que tem como foco projetos em

energia renovável, eficiência energética e geração de energia com baixa emissão de

GEE21. A Figura 27 captura um exemplo de cogeração e climatização a gás natural.

Figura 27 – Benchmark Australiano (Precinct Energy Project)

20

ClimateWorks – Unlocking Barriers to Cogeneration, 2011 21

Clean Energy Finance Corporation – Report to Government, 2012

Benchmark Australiano: PEP (Precinct Energy Project)

Primeiro projeto de cogeração distrital fisicamente interligado da Austrália,

o PEP faz parte da revitalização do distrito de Dandenong e sua conclusão

estava prevista para 2012. O projeto consiste na construção de uma

planta de cogeração e estações de transferência em cada um dos pontos

de entrega de energia, além de uma rede de distribuição inicial estimada

em 1,5 km de tubos.

Central de Cogeração

Tecnologia Motor a gás (2)


Potência total 2 MW + 4 MW*

Funcionamento do gerador (horas/dia) 16

Funcionamento do gerador (dias/semana) 5

*Potência inicial de 2MW, podendo ser expandida para 6MW, dependendo da demanda do mercado


5. ESTUDO DE CASO

Apesar de todos os benefícios promovidos pela cogeração, ela só será implantada se for

economicamente atrativa para o seu investidor. Neste trabalho foram estudados quatro

casos com a finalidade de se verificar a viabilidade econômica de um projeto típico de

cogeração urbana.

Cada caso estudado representa uma alternativa de se atender a demanda de eletricidade

e frio de um mesmo local de consumo. Uma breve descrição dos casos é apresentada na

Tabela 3.

Tabela 3 – Resumo dos casos estudados

Casos Estudados

Caso 1 Não há cogeração e a demanda de frio é atendida por chillers elétricos. A planta é totalmente dependente da concessionária de energia elétrica. Este é o caso base para comparação.

Caso 2 A cogeração é dimensionada para que o consumidor seja autossuficiente, logo toda a demanda de eletricidade e frio é atendida pela cogeração. Não há exportação de eletricidade para a rede de distribuição.

Caso 3 A cogeração é dimensionada da mesma forma que no caso 2, utilizando-se as instalações de geração para produzir excedentes de eletricidade que são vendidos para a rede de distribuição.

Caso 4 A cogeração é dimensionada pelo conceito de net metering22, logo a energia gerada corresponde à energia consumida, de forma que o balanço entre energia exportada e importada seja nulo.

O primeiro caso foi construído para servir de referência para comparação com os outros

três. Naquele caso não há central de cogeração e toda a demanda de frio é suprida por

chillers elétricos. Os demais casos possuem cogeração, onde o calor derivado do motor a

gás é aproveitado para a produção de frio em um chiller de absorção. O restante da

demanda de frio é atendida por chillers elétricos.

22

Net metering (ou compensação de energia em português) é o conceito de poder exportar energia líquida

para a rede da concessionária e consumi-la em outro momento. No Brasil a compensação de energia é

estabelecida pela resolução normativa ANEEL nº 482 de 2012.


A Figura 28 apresenta a configuração da cogeração dos casos 2, 3 e 4. Dependendo da

capacidade dos equipamentos instalados e do caso estudado pode existir exportação

e/ou importação de eletricidade, havendo em todos os casos contratação de backup da

rede elétrica.

Figura 28 – Configuração da cogeração dos casos 2, 3 e 4

Como premissa para o estudo de caso, valores típicos de demanda foram adotados para

o empreendimento. O consumidor possui uma demanda de 11,5 MW de eletricidade e

13.000 TR de refrigeração. A carga opera 14 h por dia e 26 dias por mês com um fator de

capacidade de 70% tanto para a eletricidade quanto para o frio, durante o período de

consumo.

Tabela 4 – Características técnicas dos casos estudados

Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4

Capacidade Instalada (MW) - 17,0 17,0 7,4

Configuração - 3x6MW 3x6MW 2x4MW

Produção (MWh/mês) - 4.332 11.628 5.062

Potência elétrica cativa (MW) 11,5 11,5 11,5 11,5

Consumo elétrico cativo (MWh/mês) 2.930 2.930 2.930 2.930

Potência do Chiller Elétrico (MW) 8,5 5,5 5,5 7,2

Consumo do Chiller Elétrico (MWh/mês) 2.166 1.401 1.401 1.834

Chiller de Absorção (TR) - 4.590 4.590 1.998

Exportação de Eletricidade (MWh/mês) - - 7.296 -

Nos casos em que há cogeração, foram considerados motores de combustão interna a

gás natural, com rendimento de cerca de 41% e consumo específico de 0,2555 Nm³/kWh.

Para os casos 3 e 4, os motores deverão operar em regime contínuo com 95% de

disponibilidade e para o caso 2 os motores operarão somente durante o período de

consumo da carga. Para os chillers de absorção considerou-se a disponibilização de 270

Motor a Gás G

CENTRAL DE COGERAÇÃO

EletricidadeGás Natural

Calor

Água GeladaSu

bes

taçã

o

ChillerElétrico

Chiller de Absorção

Co

nce

ssio

nár

ias

(Gás

e E

letr

icid

ade

)

Co

nsu

mid

or

Fin

al (F

rio

e E

letr

icid

ade

)

importação ou exportação de eletricidade (e backup)


TR por MW instalado de motor e para os chillers elétricos uma relação de 0,65 kW por TR

disponibilizada. Esses valores são típicos para a tecnologia empregada pelos

equipamentos tradicionais dos principais fabricantes. A Tabela 4 resume as principais

características técnicas de cada caso estudado.

Considerações econômicas

Toda a análise econômica realizada neste estudo baseia-se no conceito de custo evitado.

Por esta razão, o custo da eletricidade consumida no primeiro caso é a referência para

valorar a eletricidade consumida nos demais casos. A Tabela 5 resume a lógica

econômica de cada caso

Tabela 5 – Custos e receitas para cada caso analisado

Custo Mensal Receita Mensal

Caso 1 Energia consumida da rede x tarifa da concessionária

-

Caso 2 Energia produzida (Gás + O&M) +

Reserva de Rede (6 MW de backup) Custo evitado do caso 1



+ venda da energia excedente



É válido ressaltar que o caso 3 possui uma receita adicional com a exportação líquida de

eletricidade, contratada pela distribuidora através de um leilão a um preço doravante

denominado PEx (preço do excedente). De acordo com a regulação atual, o PEx é igual

ao VR (Valor de Referência), mas esse valor poderá ser diferente caso se adote o

conceito de VRGD, que é um conceito proposto no anexo deste trabalho. O PEx será

calculado de forma a proporcionar uma taxa de atratividade fixada em 10% a.a para o

caso 3, desde que seu valor não exceda o VRGD indicado.

Nos casos em que há cogeração, foi considerada a contratação de capacidade reserva

(backup) da rede de distribuição para contemplar a perda de um gerador (critério N-1). Os

custos com o consumo de eletricidade e contratação de potência foram baseados nas

tarifas da distribuidora AES Eletropaulo, conforme a resolução homologatória ANEEL

REH nº 1.319 de 03/07/2012.

A tarifa do gás natural é um dos parâmetros mais influentes no resultado financeiro da

cogeração. Com as tarifas de gás praticadas atualmente para a cogeração, na faixa de

R$ 1,20 / Nm³, pode haver viabilidade econômica em algumas situações específicas,

como em alguns shoppings centers.


Considerou-se, pelas razões expostas no capítulo 2, um Cenário Base onde o preço do

gás para a cogeração é igual ao preço praticado para as usinas termelétricas, cerca de

R$ 0,70 / Nm³. Um Cenário Alternativo, com aumento de 20% sobre a parcela referente a

commodity e respectivos impostos considerados no cenário anterior, foi também

considerado a título de análise de sensibilidade.

Para todos os casos foram consideradas as mesmas premissas financeiras, conforme

resumido na Tabela 6. A linha de financiamento principal é o BNDES Proesco, que irá

compor 80% dos recursos e uma dívida de curto prazo (empréstimo ponte) irá cobrir os

investimentos até a disponibilização dos recursos do BNDES. O contrato de fornecimento

de frio e eletricidade para o consumidor final tem duração de 20 anos e nenhum valor

residual foi considerado ao final do período.

Tabela 6 – Premissas financeiras (iguais para todos os casos)

Premissas Financeiras

Relação Equity/Debt 20% / 80%

Financiamento Principal BNDES Proesco

Carência 12 meses

Amortização 48 meses

Juros 3,9% a.a. (real)

Empréstimo ponte CDI + 2% a.a. por 12 meses

Investimento R$ 3.000 / kW instalado

O&M variável R$ 40 / MWh

Depreciação 10 anos

Tarifa de Energia (custo evitado) Eletropaulo A4 THS azul

Tarifa de Gás R$ 0,70 / Nm³

Duração do contrato 20 anos

* Nota: foram também considerados O&M fixo e contingenciamento (overhaul)

Resultados

Os casos foram simulados em uma planilha econômica-financeira e produziram os

resultados apresentados na Tabela 7. Vale reiterar que no caso 3 os valores de PEx

foram definidos para atender a taxa interna de retorno de 10% a.a., e que o VRGD para o

ano de 2013 vale R$ 218,07 / MWh.


Tabela 7 – Resumo dos resultados financeiros dos casos estudados

Resultados Caso 2

(autossuficiência) Caso 3

(venda de excedentes) Caso 4

(net metering)

Descrição do caso

Autossuficiência sem necessidade de

alteração na regulamentação

Autossuficiência e necessidade de

alteração na regulamentação

Dependência parcial da concessionária e necessidade de

alteração na regulação

Pre

ço d

o G

ás

Cenário Base (preço do gás termelétrico)

TIR = 25,0%a.a. Pex = 173,8 R$/MWh TIR = 10%a.a. (real)

(Pex < VRgd*) TIR = 102,3%a.a.

Cenário Alternativo

(sensibilidade para Pex = VRgd)

TIR = 18,7%a.a. Pex = 218,1 R$/MWh TIR = 10%a.a. (real)

(Pex = VRgd*) TIR = 67,9% a.a.

(*) VRGD 2013 = R$ 218,07 / MWh

Em termos gerais, todos os casos de comparação (2, 3 e 4) se mostraram viáveis com o

preço do gás termelétrico e até mesmo com um preço intermediário entre o preço do gás

termelétrico e o preço do gás para cogeração.

O caso 4 (net metering) se mostra mais atrativo financeiramente que a autossuficiência

(caso 2) e a exportação de excedentes (caso 3). Isso decorre do fato da cogeração poder

armazenar energia elétrica virtualmente na rede da concessionária, como se fosse um

grande buffer, e reaproveitá-la num outro momento quando a geração não for suficiente

para atender a carga.

A resolução normativa ANEEL nº. 482 de 2012 estabelece o conceito de net metering

para potências instaladas de até 1 MW. Para que o caso 4 pudesse aproveitar este

conceito, a regulação deveria ser alterada de forma a estender o limite para a potência

instalada. Uma alternativa ao net metering seria o estabelecimento do VRGD, que poderia

fomentar a cogeração de impacto urbano positivo sem onerar os demais consumidores

da rede. Contudo, tanto o net metering quanto o VRGD exigem alterações no quadro

regulatório do setor elétrico.

Em suma, os resultados mostram os impactos positivos do net metering, da venda de

excedentes e da importância do preço do gás no desempenho econômico dos projetos de

cogeração.


6. TÓPICOS DA ESTRUTURA REGULATÓRIA

6.1. Setor Elétrico

Cogeração

O quadro institucional reconhece a cogeração, embora a Lei 9074 de 1995 se refira a

vapor, ao invés de calor, como um dos produtos da cogeração. O Decreto 2003 de 1996

corrige de certa forma este equívoco, conforme segue:

Art. 23. O produtor independente poderá comercializar a potência e/ou

energia com:

(...)

III - consumidores de energia elétrica integrantes de complexo industrial ou

comercial, aos quais forneça vapor ou outro insumo oriundo de processo de

cogeração;

O referido decreto não estabelece restrições quanto às características do consumidor

(consumidores livres ou especiais, por exemplo), e amplia o conceito de entrega de

vapor (ou outro insumo oriundo do processo de cogeração), alcançando a distribuição de

frio.

A Resolução Normativa 235 de 2006, da ANEEL, estabelece os requisitos para

qualificação de centrais termelétricas cogeradoras de energia, e, seguindo a tendência

mundial, avalia somente a eficiência energética da planta, deixando de considerar o

efeito positivo sobre o sistema de distribuição ao qual se conecta a central.

Com relação aos aspectos operativos das centrais de cogeração, o Decreto 2003 de

1996 define, de forma ampla, as modalidades operativas como integrada ou não

integrada:

Art. 14. A operação energética das centrais geradoras de produtor

independente e de autoprodutor poderá ser feita na modalidade integrada

ou não integrada.

§ 1º Considera-se operação integrada ao sistema aquela em que as regras

operativas buscam assegurar a otimização dos recursos eletroenergéticos

existentes e futuros.

(...)

O conceito de operação integrada apresentado condiz com o que se pretende, em

princípio, para a cogeração caracterizada como geração distribuída, quando ocorrer

impacto positivo sobre o sistema elétrico. A operação integrada da cogeração distribuída


poderia trazer benefícios à rede de distribuição local e a todo o sistema, caracterizando

uma prestação de serviços ancilares à concessionária de distribuição local. Na legislação

atual, os procedimentos para prestação de serviços ancilares de geração e distribuição

são definidas pela ANEEL na Resolução Normativa 265 de 2003, porém tal resolução

foca o sistema elétrico acima da distribuição. Os benefícios da geração distribuída,

notadamente dentro de centro densamente urbanizado, como geração de reativo,

redução de perdas, investimento evitado e melhor confiabilidade/segurança, não são

considerados na legislação vigente.

O PRODIST da ANEEL permitiria, se plenamente aplicado, considerar a geração

distribuída como sendo parte integrante do sistema de distribuição, permitindo que a

empresa distribuidora incorpore sua capacidade para fins de expansão, atendendo os

padrões regulatórios de fornecimento.

Internacionalmente, nos países desenvolvidos a cogeração qualificada é reconhecida e

incentivada, notadamente aquela de pequena escala. Os incentivos são baseados no

principio da eficiência energética.

Comercialização de Energia Elétrica

Os regulamentos da ANEEL (Resolução Normativa 414 de 2010) são muito restritivos à

venda de energia a consumidores individuais dentro de mesma edificação, pois impõe

que, para se ter cogeração intramuros, a edificação seja de único dono, alugando

espaços a terceiros, incluindo nesses custos o calor e a eletricidade, caracterizando uma

cascata tributária. Este é um ponto de mudança fundamental, pois dificulta a venda

combinada de energia elétrica e calor de forma combinada, exigindo artifícios

institucionais. É importante dizer que a lei 9074 e o decreto 2003 preveem esta

possibilidade, em contradição com a regulamentação da ANEEL.

Outra restrição imposta ao segmento de cogeração encontra-se no impedimento da

comercialização de energia proveniente de cogeração a consumidores especiais

(Resolução ANEEL 247 de 2006), pois, independentemente do empreendimento possuir

cogeração qualificada ou não, a resolução não o classifica como agente gerador

incentivado

A comercialização de energia elétrica, proveniente de empreendimentos de geração

distribuída, a distribuidoras é regulamentada pelo Decreto 5163 de 2004 e pela

Resolução 167 de 2005, que estabelecem que a contratação deve ocorrer por processo

de chamada pública de contratação e não deve exceder dez por cento da carga do

agente de distribuição. Desta regulação, destaca-se: “A ANEEL autorizará o repasse, às

tarifas dos consumidores finais, do preço da energia elétrica adquirida (...) até o limite do

Valor Anual de Referência – VR” (Resolução 167 de 2005)”. Porém o VR, que é

calculado considerando os montantes contratados e os valores médios de aquisição


praticados nos leilões, não é adequado `a geração distribuída, pois, enquanto os valores

de leilões regulados são referenciados ao centro de carga do sistema, a geração

distribuída (com destaque para a cogeração com distribuição de frio, foco deste trabalho)

se encontra embebida em uma grande carga (a metrópole). Além das vantagens

evidentes de deslocamento de investimentos em transporte e redução de perdas

elétricas, esta geração pode prover o sistema de serviços ancilares, como geração de

reativo, além de melhorar a confiabilidade em área tão vulnerável

Para a cogeração, o VR estabelecido como preço teto de contratação pelas

distribuidoras e o próprio procedimento licitatório carecem de melhor regulação, como a

definição do benefício total da cogeração sobre o sistema local e a imposição de

condicionantes geográficas.

Incentivos para Cogeração

Conforme estabelecido na Lei 9427 de 1996 e na Resolução 77 de 2004, a cogeração

não se beneficia de todas as vantagens da geração oriunda de fonte renovável. É

concedida ao empreendimento caracterizado como cogeração qualificada (respeitado o

limite de potência injetada na rede de 30 MW) a redução de 50% (cinquenta por cento)

da tarifa do uso dos sistemas de distribuição (TUSD), representando a maior, e quase

única, vantagem da classificação como cogeração qualificada.

As condições estabelecidas na Resolução 482 de 2012, para o acesso de microgeração

e minigeração distribuídas aos sistemas de distribuição de energia elétrica e para o

sistema de compensação de energia elétrica, incluem a cogeração qualificada, porém a

limitação da potência instalada restringe o parque candidato.

Destaca-se o fato que nunca houve um instrumento de compulsoriedade de compra de

energia oriunda de cogeração qualificada, à semelhança do PROINFA para as gerações

oriundas de biomassa, PCH e eólica. Assim como foi para essas fontes, uma ferramenta

equivalente de alavancagem de mercado promoveria uma redução de custos de

investimentos.

6.2. Gás Natural

Estrutura do mercado

De forma geral, a legislação federal é recente e ainda não se tem experiências

significativas para críticas. Em tese, as figuras institucionais necessárias estão presentes

na legislação, mas não há sinais de que o mercado competitivo venha a se formar no

médio prazo, dada a existência de um agente com poder de mercado desproporcional.


Em princípio, a Lei Federal e a Lei Estadual atendem aos requisitos do projeto focado,

pois definem a figura do usuário livre, do autoimportador, do comercializador, dos

agentes de transporte e distribuição. Estabelecem, ainda, o direito ao uso do sistema de

distribuição, ao acesso aos gasodutos, as diretrizes para a prática da comercialização do

gás natural, entre outros (Lei 11909/09 e Decreto 7382/10). No entanto, somente o

surgimento real de um mercado mais dinâmico vai expor as necessidades institucionais

reais.

Preços

No cenário atual, o questionamento está concentrado nos preços, face ao poder de

mercado da Petrobras. O preço do gás elevado poderia ser um incentivo à importação,

mas o monopólio das instalações físicas é uma clara barreira. Também é o risco para um

potencial importador que, ao assumir contratos de longo prazo, se expõe a um dumping

transitório da Petrobrás, para tirá-lo do mercado.

A possibilidade de se ter preços diferenciados para geração termelétrica eficiente, como

a cogeração, até mesmo com igualdade de condições às térmicas do PPT, seria capaz

de dar competitividade para o setor. Entretanto, não parece haver espaço institucional

para tal. Isto inclusive vai contra a prática internacional, onde se tem preços de mercado,

embora haja muitas exceções no país. Os incentivos deveriam ser dados através de

tributação diferenciada.

Com relação à distribuição, quadro tarifário das empresas paulistas de gás prevê

incentivos para a cogeração, em especial a pequena cogeração (Portaria CSPE 139 de

2001). Estabelece também tarifas diferenciadas aplicadas aos segmentos de

termelétricas, cogeração e refrigeração.

Transporte de Gás Natural

O modelo estabelecido para a expansão dos gasodutos de transporte, através de

concessões, pode não trazer ao mercado a dinâmica necessária para este projeto, no

horizonte de médio prazo. A previsão de possível uso de recursos federais para a

construção desses gasodutos pode ser a forma de se iniciar a expansão da rede,

vendendo capacidade aos carregadores. O transporte alternativo (notadamente sobre

rodas) pode ser uma solução para o amadurecimento do mercado, principalmente com

as evoluções tecnológicas do GNL.

Com relação à distribuição, no caso de São Paulo (COMGAS), já se está sujeito ao livre

acesso. O que se percebe é a falta de gás para utilizar essa capacidade, conforme já

comentado.


Também há a necessidade de uma política de expansão da malha urbana, notadamente

para atender a pequena cogeração.

Comercialização de Gás Natural

O mercado de gás é incipiente, tendo em vista a presença de um agente

desproporcional. Não há sinais de curto prazo de que isto venha se alterar. Uma forma

de se iniciar um mercado mais dinâmico seria criando um mercado secundário forte.

Entretanto, a forma do mercado hoje existente é também centrado na Petrobras, através

de venda de gás interruptível, oriundo, em sua maioria, da forma de operação das

centrais termelétricas. Uma mudança no critério operativo dessas centrais pode afetar

sobremaneira este mercado, firmando a oferta de gás.

A atividade de comercialização é quase livre em São Paulo, pois existe impedimento da

comercialização para os segmentos comercial e de serviços, e segue a mesma linha do

setor elétrico, o que é prejudicial ao objeto do projeto.

6.3. Eficiência Energética

Em todos os setores energéticos, há previsão legal para incentivos à eficiência

energética (leis federais 9478/97 e 9074/95 e lei estadual paulista 11909/2009).

Entretanto, diferentemente da realidade europeia, onde o eixo dos incentivos à

cogeração se assenta, exatamente, no princípio de eficiência energética, não há nenhum

incentivo específico para ações de eficiência que seja aplicável à cogeração.

Tampouco a lei federal 10.295/2001, conhecida como lei de eficiência energética, tem

previsão de instrumentos de incentivo ou de coerção à produção combinada de calor e

eletricidade. Esta lei foca seus instrumentos à eficiência energética de equipamentos e

não de sistemas, como seria a cogeração. De forma superficial, se refere à eficiência em

edificações, o que poderia abrir espaço para a visão integrada “edificação/suprimento

energético”, e daí promover os sistemas combinados de eletricidade e frio.

Tendo em vista a abrangência maior dos sistemas de distribuição de frio a partir da

cogeração, entende-se que a lei 10.295 não é suficiente para sua promoção efetiva.

Necessita-se de instrumento de igual nível para estabelecer, de forma objetiva,

incentivos creditícios e fiscais, à semelhança das práticas europeias.

A promoção da eficiência energética é também prevista na Política Estadual de Mudança

Climática-PEMC.


6.4. Poder Público Municipal

Uso de bens públicos municipais

Conforme a constituição federal, o solo urbano, excetuando-se as riquezas nele contido,

pertence ao município. Segundo a Lei Orgânica de São Paulo, os bens municipais

podem receber outorga de uso na forma de autorização, permissão ou concessão.

Quando ocorre o caso de uso de vias públicas, o instrumento previsto mais comum é a

permissão, conforme a lei municipal Lei Nº 13.614/2003:

“(...) fica delegada à Secretaria de Infra-Estrutura Urbana, a competência

para outorgar às pessoas jurídicas de direito público e privado permissão de

uso, a título precário e oneroso, das vias públicas municipais, incluindo os

respectivos subsolo”

Casos precedentes de uso do subsolo municipal por particulares são predominantemente

outorgados através de permissão, como na interligação de edifícios (Decreto municipal

35.809) e passagens subterrâneas (Decreto municipal 47.510). Estas permissões,

conforme a Lei Nº 13.614/2003, são precárias e onerosas, o que é desfavorável ao caso

em estudo, considerando o investimento elevado nas estruturas de distribuição de calor.

Estruturas de maior vulto, para fins de serviço público, como estacionamentos

subterrâneos, têm sido outorgadas através de concessão, como dispõe a Lei

13.688/2003:

“Dispõe sobre concessão de serviço público, (...) para construção de

garagens subterrâneas e exploração de serviço de estacionamento de

veículos, em áreas situadas nos Distritos da Sé e República, e no Parque

Ibirapuera.”

À semelhança deste caso, poderia se ter concessões de áreas para a exploração de

produção e distribuição de calor/frio, tendo em vista o interesse público em se ter melhor

e mais segura infraestrutura urbana.

Galerias multi-utility

Visando a modernização dos equipamentos urbanos, em mais de uma lei municipal é

incentivada a implantação de galerias técnicas (ou multi-utility) pelas operadoras de

serviços de interesse público, como distribuição de energia elétrica e gás. Segundo o

Decreto nº 44.755/2004, galeria técnica é o:

“(...) equipamento instalado no subsolo, destinado a abrigar equipamentos

de infra-estrutura urbana de maneira ordenada, podendo abranger

diferentes modalidades de serviços, dependendo de suas características.”


A Lei municipal Nº 13.614/2003 prevê a “(...) implantação de galerias técnicas e obras

compartilhadas.”. De forma semelhante, o Plano Diretor Estratégico considera importante

a “Viabilização das instalações da rede elétrica e de iluminação pública em galerias

técnicas no subsolo urbano.” Além disso, a obrigatoriedade de tornar subterrâneo todo

cabeamento no município de São Paulo é dada pela Lei Nº 14.023/2005 e Decreto Nº

47.817/2006, o que mostra o posicionamento favorável do poder público com relação ao

estabelecimento de estruturas dessa natureza.

Assim, a distribuição de calor/frio por galerias técnicas compartilhadas já encontra

respaldo no quadro legal municipal, o que favorece a implementação dos distritos de

calor/frio.

Política pública de distribuição de calor/frio

Não há previsão legal municipal específica para a distribuição de calor/frio, embora haja

os requisitos básicos para tal, como a promoção da eficiência energética. Uma política

específica poderia se basear na simples autorização de uso de áreas públicas, ou na

concessão de áreas para instalação das plantas geradoras e para a distribuição de

calor/frio. A concessão de um serviço público de aquecimento/resfriamento distrital

implicaria em sistemas de regulação e tarifação bastante complexos, e não refletiriam a

melhor prática internacional, que busca dar mais liberdade a esses sistemas, tendo em

vista a relativa competição com outras formas de aquecimento/resfriamento, que, por si

só, promove a eficiência econômica.

6.5. Meio ambiente

A questão legislativa ambiental municipal influi neste projeto principalmente com relação

à emissão de poluentes atmosféricos. A Lei Nº 14.933/2009, que institui a Política de

Mudança do Clima no Município de São Paulo destaca a importância da “promoção e

adoção de programas de eficiência energética e energias renováveis em edificações,

indústrias e transportes”, bem como estabelece que “As edificações novas a serem

construídas no Município deverão obedecer critérios de eficiência energética”. Assim

como as legislações estadual e federal, não há instrumentos efetivos que pudessem ser

usados na promoção da cogeração urbana com distribuição de calor/frio.

O Decreto municipal nº 52.209/2011 dispõe sobre a conversão de grupos motogeradores

a óleo para equipamentos menos poluentes, o que abre campo para a utilização de gás

natural como combustível. Entretanto, esta questão também deve ser tomada à luz dos

Decretos Estaduais 50.753/06 e 52.469/07 (Decretos de Bacias Aéreas), em função do

município de São Paulo se encontrar em nível saturado ou próximo de saturado de

poluentes. Uma ampla expansão da cogeração a gás, mesmo considerando a baixa ou

nula emissão de particulados e de óxidos de enxofre, pode ter restrições pelos óxidos de


nitrogênio. Caso assim seja, adaptações da legislação ambiental municipal seriam

exigidas.

A lei estadual 13.798/2009 cria a Política Estadual de Mudanças Climáticas-PEMC,

estabelecendo duras metas de redução de emissões de gases de efeito estufa. Essas

metas limitam, ou quase impossibilitam, a instalação de centrais termelétricas no território

paulista. Por outro lado, a lei é específica ao tratar da promoção da eficiência energética,

o que condiz com a distribuição de calor/frio oriundo de cogeração.

A falha conceitual da lei é que a importação de energia elétrica é considerada com

emissão zero no estado. A análise tem que ser marginal para todo o território nacional, de

maneira a incorporar a geração térmica evitada no país.

7. Indutores (Enablers)

Neste capítulo são demonstradas diversas medidas indutoras (Enablers) a cogeração e

Climatização Natural, desde politicas publicas a oportunidades para a iniciativa privada

que poderiam ser adotadas no Brasil. É válido ressaltar que os benchmarks demonstram,

em todos os casos, um quadro institucional e regulatório favorável para a eficiência

elétrica através da cogeração.

Este capítulo está estruturado de forma a agrupar as medidas em grandes grupos e ao

final realiza-se uma priorização das ações regulatórias e politicas publicas. O

agrupamento realizado é:

Politicas de Promoção a Cogeração e Climatização à Gás Natural

Planejamento Integrado

Mudanças Regulatórias

Adequação dos custos do gás natural para Cogeração

Diversificação da Oferta de Gás

PMI (PPP) Cogeração e Climatização de Gás Natural


7.1. Politicas de Promoção a Cogeração e Climatização à Gás Natural

A realização de políticas de Promoção a Cogeração e Climatização à Gás Natural é uma

forma de reconhecimento dos benefícios desse sistema para a sociedade, desde a

questão eficiência energética e econômica a melhoria de qualidade para o sistema

elétrico. A Tabela 8 demonstra algumas sugestões de políticas públicas indutoras, sendo

que mesmo é dividido por poder publico e foram baseadas em benchmarks.

Tabela 8 – Políticas públicas indutoras para promoção da cogeração

Políticas Públicas Indutoras

Municipal

a. IPTU diferenciado para prédios energeticamente eficientes;

b. Priorização de compra de energia de cogeração para os serviços públicos;

c. Concessões de áreas públicas para a instalação de plantas de cogeração.

Estadual

d. Eliminar ICMS (por 5 anos), tanto para aquisição/instalação de

equipamentos como para uso e insumos dos processos, bem como gás

natural envolvendo cogeração e/ou climatização a gás natural;

e. Fomentar a instalação de plantas de cogeração com climatização em prédios

públicos, notadamente hospitais;

f. Ajustar com as concessionária de geração do estado de São Paulo, que

tenham a obrigação contratual de expansão de 20% de sua capacidade,

quando da privatização, em território paulista, a priorização de

investimentos equivalentes em plantas de cogeração a gás natural.

Federal

g. Reduzir carga tributária (II, IPI e PIS/COFINS) incidente sobre os

equipamentos, peças e materiais para instalação e manutenção de centrais

de climatização e cogeração, autorizadas pela ANEEL (nota: chillers por

absorção, motor e turbina possuem ex-tarifário com II zerado e IPI baixo. É

necessário que se mantenha essa redução por um período mínimo de 5

anos);

h. Definir linha de crédito para a cogeração/climatização em condições

semelhantes às obras do PAC.


7.2. Planejamento Integrado

A cogeração e climatização à Gás Natural, bem como galerias multiutilities é um tema

abrangente e multidisciplinar que envolve diversas partes e por essa razão seu

planejamento deve ser integrado.

Neste âmbito de planejamento integrado, os municípios poderiam ser os agentes que

capitaneariam estudos de uso da cogeração e climatização em áreas de revitalização ou

expansão urbana (a Figura 9 demonstra algumas áreas de expansão na cidade de São

Paulo). Além disso, existem grandes oportunidades de planejamento urbano que podem

considerar cogeração e climatização na análise, desde a implantação expansão da rede

metroviária, a preparação de locais para grandes eventos, entre outros. Por exemplo, no

caso da Região Metropolitana de São Paulo (RMSP) a cogeração poderia ser implantada

no “Arco do Futuro”, no centro da cidade que está em processo de revitalização, na

exposição mundial de 2020 e também em conjunto com a expansão da rede metroviária,

por exemplo, na implantação da linha rosa. A Tabela 9 demonstra alguns desses

exemplos citados.

Outro ponto a ser analisado no Planejamento Urbano Integrado é a utilização de galerias

e espaços multiutilies de acordo com uma análise multidisciplinar e com participação de

todos os agentes envolvidos, sobretudo as concessionárias de gás e eletricidade. Por

exemplo, o planejamento Integrado poderia levantar os novos projetos e

empreendimentos que poderiam ou deveriam usar cogeração e climatização devido ao

seu impacto urbano. É válido informar que as pesquisas realizadas neste trabalho

mostram que os municípios (cidades) são a entidade que tem maior influência sobre o

planejamento e a regulação dos distritos de calor e frio (DHC).

Além das áreas em expansão ou revitalização, empreendimentos já existentes podem ser

alvos de retrofits e passar a incorporar os benefícios dos distritos de calor e frio. Como

exemplo, aeroportos, prédios públicos, comerciais e escritórios. Outro exemplo de

aplicação é centros de processamento de dados (CPD) que consumem um grande

volume de eletricidade e frio. Por exemplo, na cidade de São Paulo existem CPDs com

demandas elétricas maiores que 40 MW.


Tabela 9 – Oportunidades para cogeração em São Paulo

Oportunidades para Cogeração em São Paulo

Arco do Futuro

Proposta pela Prefeitura de São Paulo, a concepção do Arco do

Futuro tem como principal objetivo alterar o modelo de

centralização da cidade, hoje monocêntrico, para policêntrico. A

ideia é estimular o adensamento ordenado de várias áreas,

permitindo uma melhor distribuição e organização da infraestrutura

de transporte e energia, bem como ocupação do solo mais

homogênea.

A mudança decorrente no perfil de demanda energética em

diferentes regiões da cidade pode significar oportunidades

interessantes para a Cogeração e Climatização a Gás Natural.

EXPO 2020

A cidade de São Paulo é uma das candidatas para sediar a Expo-

2020. O local escolhido para receber o evento foi o bairro de

Pirituba, e a construção do Parque de Eventos cria diversas

oportunidade para desenvolvimento de infra-estrutura

diferenciada, inclusive cogeração e climatização a Gás Natural.

Além disso, o tema da Exposição será “Força da Diversidade,

Harmonia para o Crescimento” e o encontro abordará questões

como mudança climática, políticas ambientais e novos sistemas de

produção e distribuição de energia, indo ao encontro das propostas

apresentadas pela Cogeração e Climatização a GN.

Expansão Metroviária

A Rede Metroviária de SP está se expandindo, e, segundo o

Governo do Estado, deverá atingir cerca de 200km em 2018, o que

representa quase o triplo da malha atual, de 74km.

Um dos projetos que fazem parte do plano de expansão é a Linha

20-Rosa, a qual deverá estar operando no ano de 2021. O primeiro

trecho terá cerca de 12km, 13 estações e ligará as zonas Sul e Oeste

da cidade.

A construção das novas linhas cria a oportunidade da utilização das

galerias para o transporte de multiutilities, incluindo energia, gás,

frio e calor. A implantação de DHC apresenta-se como uma

alternativa para atender não apenas a carga elétrica/térmica do

metrô, mas também da região no entorno das estações.


7.3. Mudanças Regulatórias

As mudanças regulatórias são um reconhecimento da sociedade, principalmente dos

agentes reguladores do setor elétrico, do benefício da cogeração e climatização à gás

natural para a matriz energética do país, bem como na questão de eficiência energética

do Brasil.

Outro fator é o reconhecimento do setor elétrico e seus órgãos como um todo que a

geração distribuída é um importante instrumento para a redução da carga líquida do

sistema, o que é benéfico para o planejamento energético. O consumidor que está

disposto a implantar uma central de cogeração para ter uma energia mais eficiente e

maior confiabilidade de suprimento teria um quadro institucional favorável a isso, sem que

os outros consumidores arcassem com maiores tarifas de distribuição. A GD desonera o

estado ao transferir parte da expansão do sistema para os investidores privados,

comprometidos com o seu próprio atendimento de forma eficiente.

Considerando as afirmações anteriores, seguem algumas proposições de mudanças

regulatórias:

O setor elétrico reconhecendo naturalmente os benefícios da geração distribuída

e, portanto, cabe ao regulador do setor institucionalizar a figura da geração

distribuída de impacto urbano positivo (GDIUP). A partir da institucionalização

desta figura, e considerando que esta cogeração vai trabalhar integrada com o

sistema de distribuição, deverão ser implantar metodologias, de forma isolada ou

combinada, que valorem a cogeração distribuída.

A valoração dos benefícios da GDIUP para o setor elétrico poderia seguir um

modelo tal como o proposto neste trabalho, que é a adaptação do conceito do

valor de referência (VR) para a realidade da geração distribuída (VRgd). Este é

um caminho favorável porque o conceito do VR já foi instituído no setor.

Os requisitos técnicos para a conexão de maiores geradores distribuídos

precisam ser estipulados nos procedimentos de distribuição (PRODIST) de forma

a definir os requisitos técnicos da conexão. Além disso, o critério de capacidade

reserva para cargas atendidas por GD poderia ser revisto para isentar a

distribuidora do risco regulatório de não atendimento da carga se o consumidor

exigir uma demanda maior que a prevista.

Estabelecer nova regulamentação para o back up compatível com o quadro

regulatório atual, onde a energia é paga a preço do mercado de curto prazo e a

capacidade deve ser cobrada com base no impacto sobre o sistema, incluindo a

diversidade dos usuários.

Nos estudos de caso foi possível observar que o net metering é um forte

instrumento na viabilização de um projeto de cogeração. A resolução ANEEL nº


482 de 2012 limita o conceito de net metering a 1 MW instalado, valor muito

aquém das cargas dos prédios e centros comerciais típicos. O órgão regulador

poderia aumentar o limite do net metering para atender a energia consumida.

7.4. Adequação dos custos do gás natural para Cogeração

O estudo de caso deste trabalho demonstra a importância do preço do gás na

implantação e viabilidade do sistema de cogeração e climatização a gás natural, dessa

forma segue algumas sugestões para adequação dos custos do gás natural para

Cogeração:

• Adequação dos preços de Gás Natural para a Cogeração, tomando como

referência os preços praticados para Usinas Térmicas, visto que a cogeração e

climatização a gás natural possui uma maior eficiência que as usinas

termelétricas;

• Dado que haverá despacho de energia de térmicas na base, a realização de

Leilão de compra de energia específico para Cogeração e Climatização a GN,

equivalente a uma parcela da energia térmica de base da matriz energética

brasileira, considerando a disponibilidade e preço do gás natural de térmicas.

• Realização por parte das distribuidoras de gás estudos de localização de

possíveis DHC/cogeração e climatização que possam funcionar como ancoras na

ampliação da rede de distribuição de gás, que poderia possibilitar uma redução do

custo médio do gás.

7.5. Diversificação da Oferta de Gás

A diversificação da oferta do gás é uma das considerações mais citadas na visão dos

agentes do sistema, visto que a utilização de gás de um único fornecedor possui um risco

de custo e disponibilidade para a cogeração e climatização a gás natural, porém as

propostas a seguir demonstram formas de diversificação dessa oferta:

• Possibilidade de Importação de GNL, por exemplo uma importação em Santos,

onde se tem uma demanda crescente por energia, problemas em implantar linhas

de transmissão devido a licenças ambiental e a possibilidade de reverter o fluxo

de gás e encaminhar para São Paulo, o qual é um grande consumidor;

• Utilização de “Biogás”, o qual pode contemplar o gás gerado em aterro sanitário,

saneamento básico e “tratamento da vinhaça”, entre outras, que possibilitam uma

aquisição de gás que gera uma melhoria ambiental.

• Utilização de shale gas brasileiro (décima maior reserva mundial)


• Importação regional de shale gas (Argentina - terceira maior reserva mundial)

7.6. PMI (PPP) Cogeração e Climatização a Gás Natural

Há diversas oportunidades de Cogeração e climatização a gás natural na forma de PMI

(PPP), sendo que algumas dessas possibilidades são:

• Oportunidade em áreas que passam por processos de expansão, como é o caso

do Arco do Futuro;

• Áreas de revitalização, como é o caso do Centro de São Paulo;

• Implantação de Distrito industrial

• Realização de galerias multiutilities disponibilizando esse serviço para as

concessionarias.

7.7. Priorização de Ações de Politicas Publicas e Mudanças Regulatórias

Este trabalho define uma priorização de ações de Políticas Públicas e Mudanças

Regulatórias, de forma a otimizar a indução da implantação a cogeração e climatização a

gás natural. A Tabela 10 demonstra, por ordem de prioridade, as ações que podem ser

tomadas para promover a cogeração e climatização a gás natural. Por sua vez, a Figura

29 apresenta de forma resumida as prioridades em função de sua efetividade e facilidade

de implantação.

Nota-se que a extensão do conceito de net metering para a GD maior que 1.000 kW, o

estabelecimento do preço do gás em condições iguais ao do gás termelétrico e a

implantação de um planejamento integrado que identifique oportunidades são as ações

prioritárias para a disseminação da cogeração.

Como o net metering já está regulamentado, acredita-se que a alteração do limite de

potência seja relativamente mais fácil de realizar e os efeitos serão muito positivos para a

cogeração. Por sua vez, a equiparação do preço do gás para a cogeração com o preço

do gás termelétrico também é muito eficaz, porém mais difícil de realizar.

O planejamento integrado entre as utilities, a identificação de potenciais oportunidades

para a implantação da cogeração e o suporte municipal também tem efeitos positivos e,

uma vez que o município de São Paulo já dispõe de legislação avançada sobre o

assunto, um pequeno esforço adicional poderia criar um ambiente regulatório totalmente

favorável à cogeração.


Tabela 10 – Ações para a promoção da cogeração por ordem de prioridade

Ações para promoção da cogeração por ordem de prioridade

Alta

• Alterar o limite de 1MW da Resolução ANEEL 482 (net metering) para atender a energia consumida;

• Adequação dos preços de Gás Natural para a Cogeração, tomando como referencia os preços praticados para Usinas Térmicas;

• Realização de Leilão de compra de energia específico para Cogeração e Climatização a GN, equivalente a uma parcela da energia térmica de base da matriz energética brasileira;

• Estabelecer nova regulamentação para o back up compatível com o quadro regulatório atual;

• Planejamento Integrado para definição de áreas para GD/cogeração com a concessionárias de energia;

• Institucionalizar a figura da geração distribuída de impacto urbano positivo (GDIUP), através da quantificação dos benefícios para o Sistema Elétrico e a adaptação do VR à geração distribuída (VRgd);

• Planejamento Urbano Integrado de galerias e espaços multiutilities.

Média

• Eliminar ICMS (por 5 anos), tanto para aquisição/instalação de equipamentos como para uso e insumos dos processos;

• Reduzir carga tributária (II, IPI e PIS/COFINS) incidente sobre os equipamentos, peças e materiais para instalação e manutenção;

• Reduzir o período de depreciação do empreendimento • Análise de oportunidades explicitas que permitam a alavancagem da

Cogeração /Climatização a Gás Natural e/ou Galerias Multiutilities; • Estabelecer regulamentação complementar ao PRODIST, de maneira a facilitar

as conexões dos cogeradores; • Definir linha de crédito em condições semelhantes às obras do PAC; • Criação de uma política municipal para a distribuição de calor e frio.; • Ajustar com as concessionária de geração do estado de São Paulo, que tenham

a obrigação contratual de expansão de 20% de sua capacidade, quando da privatização, em território paulista, a priorização de investimentos equivalentes em plantas de cogeração a gás natural.

Baixa • Fomentar a instalação de plantas de cogeração com climatização em prédios

públicos.


Figura 29 – Matriz de prioridade para implantação das políticas públicas e regulação

Efe

tivid

ad

e

Facilidade de Implementação

Aumentar limite

do Net Metering

Fomentar a cogeração

em prédios públicos

Preço do gás compatível

com o termelétrico

Eliminar provisoriamente o

ICMS para CAPEX e insumos

Precificar os benefícios

da cogeração (VRgd)

Identificar oportunidades

Em galerias multiutilities(Planejamento integrado)

Depreciação

acelerada

Leilão específico

para a cogeração

Reduzir PIS/COFINS

Definir linha de crédito em

condições iguais ao PAC

Regulamentar a distribuição

de frio e direito de passagem


8. CONCLUSÕES

Este Master Plan demonstra que o cenário energético do Brasil e a busca por

competitividade ratifica a importância de cogeração e climatização a Gás Natural no

cenário energético do Brasil, visto a sua eficiência energética e melhoria ambiental.

Este trabalho também explicita os benefícios desse sistema para a sociedade, propondo

diversas medidas indutoras, desde a proposição de estudos, mudanças regulatórias,

politicas publicas, realização de PMIs de DHC, entre outros. Dentre esses pontos, pode-

se destacar:

• A expansão da geração termelétrica brasileira é uma realidade, que gera a

oportunidade de deslocamento parcial da geração térmica de energia elétrica para

cogeração e climatização a gás natural, cujo o processo é mais eficiente.

• Há possibilidades de mudança regulatórias nas áreas de gás natural e de energia

elétrica descritas nesse trabalho que induziriam uma maior eficiência energética e

econômica do Brasil com a utilização de Cogeração e Climatização a Gás Natural,

por exemplo, a alteração da resolução ANEEL nº. 482 (net metering) que tem alta

efetividade na indução de projetos de cogeração e climatização a gás e relativa

facilidade de implantação, visto que o conceito de net metering já existe no Brasil.

• A visão sistêmica do tema possibilita a identificação de grandes oportunidades de

negócio;

• Existem oportunidades explícitas e benchmarks para apoiar decisões empresarias

no fomento de cogeração e climatização a gás natural e galerias multiutilities;

• A realização de um planejamento integrado municipal/metropolitano induziria a

utilização de cogeração/climatização a gás natural e galerias multiutilities.


9. REFERÊNCIAS

[1] IEA – International Energy Agency – Wolrd Energy Outlook

(http://www.iea.org/publications/worldenergyoutlook/)

[2] CIA – Central Intelligency Agency – The Wolrd Factbook

(https://www.cia.gov/library/publications/the-world-factbook/)

[3] EPE – Empresa de Pesquisa Energética – PDE2021 – Plano Decenal de Expansão de

Energia para 2021 (www.epe.gov.br)

[4] Secretaria de Energia do Estado de São Paulo – BEESP2011 – Balanço de Energia

do Estado de São Paulo de 2011 (http://www.energia.sp.gov.br)

[5] IEA – International Energy Agency – Wolrd Energy Outlook Special Report – “Are we

entering a golden age of gas?” (2011)

[6] Kuuskraa V, Stevens S, Van Leeuwen T and Moodhe K: “World Shale Gas Resources:

An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States”, Washington, DC, US

DOE EIA, Abril 2011.

(http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/pdf/fullreport.pdf)

[7] Resolução Homologatória ANEEL nº 1.319 de 2012 – Tarifas da distribuidora AES

Eletropaulo

[8] Resolução Normativa ANEEL nº 482 de 2012 – Estabelece a compensação de energia

(net metering)

[9] Despacho ANEEL nº 252 de 2012 – Publica o Valor Anual de Referência (VR) para os

anos de 2013 e 2014.

http://www.iea.org/publications/worldenergyoutlook/

https://www.cia.gov/library/publications/the-world-factbook/

http://www.epe.gov.br/

http://www.energia.sp.gov.br/

http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/pdf/fullreport.pdf


10. ANEXOS

10.1. Conceituação de VRGD 10.2. Legislação – Setor Elétrico 10.3. Legislação – Gás Natural 10.4. Legislação – Eficiência Energética 10.5. Legislação – Meio Ambiente 10.6. Legislação – Poder Publico Municipal 10.7. Exemplo da análise multicriterial aplicada ao planejamento

da cogeração


ANEXO 10.1 - CONCEITUAÇÃO DO VRGD

Pela regulação vigente, as concessionárias de distribuição podem comprar energia para

até 10% do seu mercado através dos geradores distribuídos (GD), cujo preço de venda é

o Valor de Referência (VR) da ANEEL, que é a média ponderada dos preços da energia

vendida nos leilões A-3 e A-5, onde A é o ano de entrada da GD que estiver sendo

contratada.

Contudo, a geração distribuída traz diversos benefícios ao sistema que poderiam ser

quantificados e incorporados ao atual VR, criando assim o VRGD. Esse novo valor de

referência para a geração distribuída ajudaria a fomentar tais projetos sem que sejam

criados subsídios que impactem nas tarifas do consumidor final, respeitando um dos

principais pilares do setor elétrico: a modicidade tarifária. A Figura 30representa o conceito

do VRGD.

Figura 30 – Proposta de precificação da venda de excedentes

Para que haja certa estabilidade de preços na contratação da GD, a parcela VR do VRGD

poderia ser a média ponderada das energias contratadas em todos os leilões de

contratação de energia nova a ser entregue em todos os anos até o ano A, ao invés da

média ponderada da energia contratada em apenas um ano. Além disso, para que haja

um maior consenso entre as partes envolvidas, sugere-se que os benefícios a serem

reconhecidos no VRGD sejam quantificados por parcelas que compõe as atuais tarifas de

distribuição.

Entre os principais benefícios sistêmicos introduzidos pela GD se destacam a liberação

de capacidade da rede de distribuição, a redução do uso do sistema de transmissão, a

redução das perdas elétricas, o aumento da confiabilidade e da qualidade da energia

fornecida, etc., conforme explicado abaixo.

Redução das perdas elétricas

Aumento da confiabilidade

Melhor qualidade da energia

BENEFÍCIOSVR +

Preço de repasse daenergia ao consumidor

pA-5 x qA-5 + pA-3 x qA-3

qA-5 + qA-3

VRGD =Redução do carregamento dos sistemas de transmissão e redes de distribuição

Proposta: Adotar média de toda energia nova contratada em leilões anteriores com inicio da disponibilização até o ano A.


Geração no centro de carga

Quase toda a energia elétrica entregue pelas concessionárias de distribuição é

importada através Rede Básica, ou seja, o sistema de transporte em alta tensão

que liga as grandes usinas aos centros de carga. A transmissão é um monopólio

natural regulado, e as transmissoras têm seus ativos remunerados pela TUST

(Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão), paga pelos agentes que utilizam a

Rede Básica, como geradoras, distribuidoras e grandes consumidores livres.

A geração distribuída, por estar instalada no centro de carga, permite que a

concessionária atenda novos consumidores sem que haja necessidade de se

contratar um montante correspondente de capacidade de transporte (potência)

com a transmissão.

Liberação de Capacidade Instalada

As redes de distribuição são tipicamente ramificadas como uma árvore, isto é,

possuem uma topologia radial. A geração distribuída permite , a menos de casos

excepcionais, reduzir a corrente nos alimentadores a montante de seu ponto de

instalação.

De forma análoga ao que ocorre com a transmissão, a geração distribuída

também evita custos na expansão da rede de distribuição à montante (classes de

tensão mais elevadas), como investimentos em capacidade de linhas e de

transformação. Nos casos típicos, a geração distribuída também contribui com a

liberação de capacidade no próprio nível de tensão em que está instalada.

Redução de Perdas Elétricas

A redução das perdas elétricas é uma consequência direta da redução do

carregamento das redes de distribuição e de transmissão. O impacto da geração

distribuída sobre as perdas é um fator importante. As perdas são proporcionais ao

quadrado da corrente conduzida e uma pequena redução na corrente resulta em

grandes reduções nas perdas elétricas.

Qualidade da energia (regulação e confiabilidade)

A geração distribuída, sobretudo aquela realizada por geradores síncronos,

contribui com a qualidade da energia fornecida, por melhorar os índices de

disponibilidade (confiabilidade) e a regulação de tensão das redes.


Valoração dos Benefícios

A tarifa de distribuição é composta por duas parcelas principais, a Tarifa de Energia (TE)

e a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD). No caso da AES Eletropaulo,

desconsiderando-se os impostos, a TE corresponde a cerca de 60% do custo de

fornecimento para o consumidor, enquanto a TUSD corresponde aos 40% restantes.

A TE é uma tarifa pelo custo, que repassa integralmente os custos associados à compra

de energia da distribuidora para revenda (mix de compra), as perdas dessa energia na

Rede Básica, o rateio da compra e do transporte da energia de Itaipu, os encargos de

energia reserva (EER), os serviços do sistema (ESS) e as Compensações Financeiras

por Uso dos Recursos Hídricos (CFURH).

Por sua vez, a TUSD repassa os custos não gerenciáveis da distribuidora, como

encargos, tarifas de conexão e uso da transmissão, mas também remunera os ativos de

distribuição da concessionária, como linhas e transformadores, além de prover uma

receita regulada para cobrir as despesas operacionais.

Pelo exposto, verifica-se que a GD, por se localizar no centro de carga, promove

benefícios que podem ser quantificados a partir da própria TUSD.

Os benefícios poderiam ser baseados nos custos evitados, quantificados por parcelas

que compõem a TUSD, como assinaladas na Figura 31. A redução do uso do sistema de

transmissão pode ser valorada pela rubrica “fio A” da parcela de transporte da TUSD,

enquanto a liberação de capacidade da rede de distribuição pela rubrica “fio B” da mesma

parcela. Por sua vez, as reduções das perdas elétricas de distribuição e transmissão

poderiam ser valoradas pelas rubricas perdas técnicas e perdas na Rede Básica,

respectivamente. Já a melhoria da confiabilidade do fornecimento de energia poderia ser

quantificada pelo “custo” para o consumidor pela energia não fornecida ou pela redução

de penalidades incorridas pela distribuidora por interrupção de fornecimento, estas já

previstas na legislação do setor elétrico.


Figura 31 – Proposta de precificação dos benefícios da GD através das componentes tarifárias da distribuidora.

11,87

3,29

1,59

29,91

4,55

3,35

0

TUST RB

TUST FR

CONEXÃO T

DISTRIBUIÇÃO

PERDAS TÉCNICAS

PERDAS NÃO TÉCNICAS

RGR

TFSEE

P&D

ONS

CCC

CDE

PROINFA

MIX COMPRA

PERDAS RB

ITAIPU

TUST ITAIPU

TUST CI

P&D

ESS/ERR

CFURH

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Decomposição da tarifa de distribuição em São PauloValores médios por energia consumida (R$/MWh) para a concessionária

AES Eletropaulo, classe de tensão A4, THS azul e fator de carga 70%.Fonte: Resolução Homologatória ANEEL nº 1.319 de 03/06/2012

Σ benefícios 54,57 R$/MWh


ANEXO 10.2 - LEGISLAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO

Tópico Legislação Descrição Destaques

Cogeração -

Definições Gerais

LEI Nº 9.074, DE

7 DE JULHO DE

1995

Estabelece normas para outorga

e prorrogações das

concessões e permissões de

serviços públicos e doutras

providências.

Art. 12. A venda de energia elétrica por produtor independente poderá ser feita para:

I - concessionário de serviço público de energia elétrica;

II - consumidor de energia elétrica, nas condições estabelecidas nos arts. 15 e 16;


comercial, aos quais o produtor independente também forneça vapor oriundo de

processo de co-geração;

IV - conjunto de consumidores de energia elétrica, independentemente de tensão e carga,

nas condições previamente ajustadas com o concessionário local de distribuição;

V - qualquer consumidor que demonstre ao poder concedente não ter o concessionário

local lhe assegurado o fornecimento no prazo de até cento e oitenta dias contado da

respectiva solicitação.

Parágrafo único. A comercialização na forma prevista nos incisos I, IV e V do caput deste

artigo deverá ser exercida de acordo com critérios gerais fixados pelo Poder Concedente.

Cogeração -

Definições Gerais

DECRETO Nº

2.003, DE 10 DE

SETEMBRO DE

1996

Regulamenta a produção de

energia elétrica por Produtor

Independente e por

Autoprodutor e dá outras

providências.

Art. 14. A operação energética das centrais geradoras de produtor independente e de

autoprodutor poderá ser feita na modalidade integrada ou não integrada.

§ 1º Considera-se operação integrada ao sistema aquela em que as regras operativas

buscam assegurar a otimização dos recursos eletroenergéticos existentes e futuros.

§ 2º Sempre que a central geradora, em função de sua capacidade e da sua localização,

interferir significativamente na operação do sistema elétrico, o contrato de concessão

ou o ato autorizativo disporá sobre a necessidade de sua operação integrada, de

acordo com os critérios e as regras de otimização do respectivo sistema, sujeita aos ônus e

benefícios decorrentes.

§ 3º A operação da central geradora integrada será determinada com base nos estudos

realizados pelos órgãos responsáveis pela operação otimizada do sistema elétrico.


§ 4º Fica assegurado ao produtor independente e ao autoprodutor, que operem na

modalidade integrada, o recebimento de energia do sistema, de modo a garantir o

cumprimento de seus contratos de fornecimento, nos casos em que for determinada a

redução do despacho de suas usinas pelos órgãos responsáveis pela operação otimizada do

sistema.

§ 5º As usinas termelétricas destinadas a autoprodução operarão na modalidade não

integrada, podendo ser interligadas ao sistema elétrico.

Art. 23. O produtor independente poderá comercializar a potência e/ou energia com:

I - concessionário ou permissionário de serviço público de energia elétrica;

II - consumidores de energia elétrica nas condições estabelecidas nos artigos 15 e 16 da

Lei n° 9.074, de1995;


comercial, aos quais forneça vapor ou outro insumo oriundo de processo de

cogeração;

IV - conjunto de consumidores de energia elétrica, independentemente de tensão e carga,

nas condições previamente ajustadas com o concessionário local de distribuição;

V - qualquer consumidor que demonstre ao poder concedente não ter o concessionário

local lhe assegurado o fornecimento no prazo de até 180 dias, contado da respectiva

solicitação.

Parágrafo único. A comercialização de energia elétrica nas hipóteses dos incisos I, IV e V

deste artigo deverá ser feita a preços sujeitos aos critérios gerais fixados pelo poder

concedente.

CAPÍTULO III

DAS DISPOSIÇÕES RELATIVAS AO AUTOPRODUTOR

Art. 28. Mediante prévia autorização do órgão regulador e fiscalizador do poder

concedente, será facultada:


I - a cessão e permuta de energia e potência entre autoprodutores consorciados em um

mesmo empreendimento, na barra da usina;

II - a compra, por concessionário ou permissionário de serviço público de

distribuição, do excedente da energia produzida;

III - a permuta de energia, em montantes economicamente equivalentes, explicitando os

custos das transações de transmissão envolvidos, com concessionário ou permissionário de

serviço público de distribuição, para possibilitar o consumo em instalações industriais do

autoprodutor em local diverso daquele onde ocorre a geração.

Cogeração -

Definições Gerais LEI Nº 9.427, DE

26 DE

DEZEMBRO DE

1996

Institui a Agência Nacional de

Energia Elétrica - ANEEL,

disciplina o regime das

concessões de serviços públicos

de energia elétrica e dá outras

providências.

Art. 26. Cabe ao Poder Concedente, diretamente ou mediante delegação à ANEEL,

autorizar:

I - o aproveitamento de potencial hidráulico de potência superior a 1.000 kW e igual ou

inferior a 30.000 kW, destinado a produção independente ou autoprodução, mantidas as

características de pequena central hidrelétrica;

II - a compra e venda de energia elétrica, por agente comercializador;

III - a importação e exportação de energia elétrica, bem como a implantação das

respectivas instalações de transmissão associadas, ressalvado o disposto no § 6o do art. 17

da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995;

IV - a comercialização, eventual e temporária, pelos autoprodutores, de seus excedentes de

energia elétrica.

V - os acréscimos de capacidade de geração, objetivando o aproveitamento ótimo do

potencial hidráulico.

VI - o aproveitamento de potencial hidráulico de potência superior a 1.000 (mil) kW e

igual ou inferior a 50.000 (cinquenta mil) kW, destinado à produção independente ou

autoprodução, independentemente de ter ou não características de pequena central

hidrelétrica.

§ 1º Para o aproveitamento referido no inciso I do caput deste artigo, para os


empreendimentos hidroelétricos com potência igual ou inferior a 1.000 (mil) kW e

para aqueles com base em fontes solar, eólica, biomassa e co-geração qualificada,

conforme regulamentação da ANEEL, cuja potência injetada nos sistemas de

transmissão ou distribuição seja menor ou igual a 30.000 (trinta mil) kW, a ANEEL

estipulará percentual de redução não inferior a 50% (cinqüenta por cento) a ser

aplicado às tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição,

incidindo na produção e no consumo da energia comercializada pelos aproveitamentos.

Serviços

Ancilares

RESOLUÇÃO

ANEEL Nº 265,

DE 10 DE

JUNHO DE 2003

Estabelece os procedimentos

para prestação de serviços

ancilares de geração e

distribuição.

Art. 2º. Para os fins e efeitos desta Resolução são estabelecidas as seguintes definições de

serviços ancilares:

I - Controle Primário de Freqüência: é o controle realizado por meio de reguladores

automáticos de velocidade das unidades geradoras, objetivando limitar a variação da

freqüência quando da ocorrência de desequilíbrio entre a carga e a geração;

II - Controle Secundário de Freqüência: é o controle realizado pelas unidades geradoras

participantes do Controle Automático de Geração - CAG, destinado a restabelecer a

freqüência do sistema ao seu valor programado e manter e/ou restabelecer os intercâmbios

de potência ativa aos valores programados;

“III - Reserva de Potência Para Controle Primário: é a provisão de reserva de potência

ativa efetuada pelas unidades geradoras para realizar o controle primário de freqüência;

IV - Reserva de Potência Para Controle Secundário: é a provisão de reserva de potência

ativa efetuada pelas unidades geradoras participantes do CAG, para realizar o controle

secundário de freqüência e/ou de intercâmbios líquidos de potência ativa entre áreas de

controle;”

(Retificados no D.O. de 11.09.2003, seção 1, p. 69, v. 140, n. 176.)

V - Reserva de Prontidão: é a disponibilidade de unidades geradoras com o objetivo de

recompor as reservas de potência primária ou secundária do sistema, em caso de

indisponibilidade ou redeclaração de geração, se atingido o limite de provisão de reserva

de potência ativa do sistema;


VI - Suporte de Reativos: é o fornecimento ou absorção de energia reativa, destinada

ao controle de tensão da rede de operação, mantendo-a dentro dos limites de variação

estabelecidos nos Procedimentos de Rede; e,

VII - Auto-restabelecimento (black start): é a capacidade que tem uma unidade geradora

ou usina geradora de sair de uma condição de parada total para uma condição de operação,

independentemente de fonte externa para alimentar seus serviços auxiliares para colocar

em operação suas unidades geradoras.

“VIII - Sistema Especial de Proteção – SEP: sistema que, a partir da detecção de uma

condição anormal de operação ou de contingências múltiplas, realiza ações automáticas

para preservar a integridade do SIN, dos equipamentos ou das linhas de transmissão deste.

O SEP abrange os Esquemas de Controle de Emergência – ECE, os Esquemas de Controle

de Segurança – ECS e as proteções de caráter sistêmico.”

Comercialização

de Energia

Elétrica

DECRETO Nº

5.163 DE 30 DE

JULHO DE 2004

Regulamenta a comercialização

de energia elétrica, oprocesso de

outorga de concessões e de

autorizações degeração de

energia elétrica, e dá outras

providências.

Art. 15. A contratação de energia elétrica proveniente de empreendimentos de

geração distribuída será precedida de chamada pública promovida diretamente pelo

agente de distribuição, de forma a garantir publicidade, transparência e igualdade de acesso

aos interessados.

§ 1o O montante total da energia elétrica contratada proveniente de empreendimentos

de geração distribuída não poderá exceder a dez por cento da carga do agente de

distribuição.

§ 2o Não será incluído no limite de que trata o § 1o deste artigo o montante de energia

elétrica decorrente dos empreendimentos próprios de geração distribuída de que trata o §

2o do art. 70.

§ 3o O contrato de compra e venda de energia elétrica proveniente de empreendimentos de

geração distribuída deverá prever, em caso de atraso do início da operação comercial ou de

indisponibilidade da unidade geradora, a aquisição de energia no mercado de curto prazo

pelo agente de distribuição.

§ 4o As eventuais reduções de custos de aquisição de energia elétrica referida no § 3o


deverão ser consideradas no repasse às tarifas dos consumidores finais com vistas a

modicidade tarifária, vedado o repasse de custos adicionais.

§ 5o A ANEEL definirá os limites de atraso e de indisponibilidade de que trata o § 3o,

considerando a sazonalidade da geração, dentre outros aspectos, a partir dos quais aplicar-

se-á o previsto nos arts. 5o, 6o, 7o e 8o.

§ 6o O lastro para a venda da energia elétrica proveniente dos empreendimentos de

geração distribuída será definido conforme o estabelecido nos §§ 1o e 2o do art. 2o.

Art. 34. Para regular o repasse às tarifas dos consumidores finais dos custos de aquisição

de energia elétrica previstos neste Decreto, a ANEEL deverá calcular um Valor Anual de

Referência - VR, mediante aplicação da seguinte fórmula:

VR =[VL5 . Q5 + VL3 . Q3] / [Q5 + Q3]

onde:

VL5 é o valor médio de aquisição nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de

novos empreendimentos de geração realizados no ano "A - 5", ponderado pelas respectivas

quantidades adquiridas;

Q5 é a quantidade total, expressa em MWh por ano, adquirida nos leilões de compra de

energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração, realizados no Ano "A

- 5";

VL3 é o valor médio de aquisição nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de

novos empreendimentos de geração realizados no ano "A - 3", ponderado pelas respectivas

quantidades adquiridas; e

Q3 é a quantidade total, expressa em MWh por ano, adquirida nos leilões de compra de

energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração, realizados no ano "A -

3".

Parágrafo único. Para efeito de cálculo do VR, não serão considerados os valores e os

montantes de energia proveniente de leilões de fontes alternativas


Incentivos para

Cogeração

RESOLUÇÃO

NORMATIVA N°

77, DE 18 DE

AGOSTO DE

2004

Estabelece os procedimentos

vinculados à redução das tarifas

de uso dos sistemas elétricos de

transmissão e de distribuição,

para empreendimentos

hidroelétricos e aqueles com

base em fonte solar, eólica,

biomassa ou cogeração

qualificada, cuja potência

injetada nos sistemas de

transmissão e distribuição seja

menor ou igual a 30.000 kW

“Art. 1º Estabelecer, na forma desta Resolução, os procedimentos vinculados à redução

das tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, aplicáveis

aos empreendimentos hidrelétricos com potência igual ou inferior a 1.000 (mil) kW, para

aqueles caracterizados como pequena central hidrelétrica e àqueles com base em fontes

solar, eólica, biomassa ou cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL,

cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a

30.000 (trinta mil) kW, incidindo na produção e no consumo da energia comercializada

pelos aproveitamentos”.

Art. 2º Fica estipulado o percentual de redução de 50% (cinqüenta por cento), a ser

aplicado às tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, incidindo

na produção e no consumo da energia comercializada pelos empreendimentos a que se

refere o art. 1º desta Resolução.

§ 1º Para os empreendimentos de geração detentores de concessão ou autorização, ou

aqueles sujeitos apenas a registro, cujo ato não contempla a referida redução, o percentual

estabelecido no caput deverá ser solicitado à ANEEL, exclusivamente pelo empreendedor,

caso em que a vigência será a partir da publicação do ato resultante da solicitação.

§ 2º Para os empreendimentos de geração com o percentual de redução de 50% (cinqüenta

por cento) já estabelecido em ato autorizativo, fica mantida a incidência desse percentual

com aplicação inclusive no consumo, neste caso com vigência a partir da data de

publicação desta Resolução.

Comercialização

de Energia

Elétrica

RESOLUÇÃO

NORMATIVA Nº

167, DE 10 DE

Estabelece as condições para a

comercialização de energia

proveniente de Geração

Art. 2º Na contratação de energia elétrica proveniente de geração distribuída o agente de

distribuição deverá optar por uma das seguintes formas:

I – processo de chamada pública, de forma a garantir a publicidade, transparência e


OUTUBRO DE

2005

Distribuída. igualdade aos interessados; ou

II – compra de energia elétrica produzida pela empresa de geração decorrente da

desverticalização, cujos contratos de compra e venda deverão ser registrados na ANEEL e

na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.

Parágrafo único. A contratação a que alude o caput será feita, exclusivamente, pelo agente

em cuja rede de distribuição o respectivo empreendimento esteja conectado.

Art. 3° O montante de energia elétrica contratada na opção prevista no inciso I do art.

2º não poderá exceder o limite de 10% (dez por cento) da carga do agente de

distribuição, verificado no momento da contratação e com base na carga dos 12 (doze)

meses precedentes.

§ 1º Para fins de verificação do limite de que trata o caput, será considerado como carga

a energia necessária para o atendimento a consumidores finais, a outros agentes de

distribuição, bem como para cobertura do montante das perdas na Rede Básica,

perdas técnicas e não técnicas nos sistemas de distribuição.

§ 2º Os contratos firmados em decorrência do processo de chamada pública, nos termos do

caput, terão os respectivos preços atualizados pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo

- IPCA do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE ou do que vier a sucedê-

lo.

§ 3º A ANEEL autorizará o repasse, às tarifas dos consumidores finais, do preço da

energia elétrica adquirida conforme o caput, até o limite do Valor Anual de

Referência – VR vigente no ano de início da entrega da energia contratada e, nos reajustes

subsequentes, no valor atualizado pelo IPCA.

Cogeração

Qualificada

RESOLUÇÃO

NORMATIVA Nº

235, DE 14 DE

NOVEMBRO DE

2006

Estabelece os requisitos para a

qualificação de centrais

termelétricas cogeradoras de

energia e dá outras providências.


Incentivos para

Cogeração

RESOLUÇÃO

NORMATIVA Nº

247, DE 21 DE

DEZEMBRO DE

2006

Estabelece as condições para a

comercialização de energia

elétrica, oriunda de

empreendimentos de geração

que utilizem fontes primárias

incentivadas, com unidade ou

conjunto de unidades

consumidoras cuja carga seja

maior ou igual a 500 kW e dá

outras providências.

Art. 1o Estabelecer, na forma desta Resolução, as condições para a comercialização de

energia elétrica, no âmbito do Sistema Interligado Nacional – SIN, do Consumidor

Especial com geração oriunda de:

I - aproveitamentos de potencial hidráulico de potência superior a 1.000 kW e igual ou

inferior a 30.000 kW, destinados à produção independente ou autoprodução, mantidas as

características de pequena central hidrelétrica;

II - empreendimentos com potência instalada igual ou inferior a 1.000 kW;

“III - empreendimentos cuja fonte primária de geração seja a biomassa, energia eólica ou

solar, de potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição menor ou

igual a 30.000 kW.”

§ 1o Para efeitos desta Resolução serão adotados os seguintes conceitos e definições:

I - Consumidor Especial: consumidor responsável por unidade consumidora ou conjunto

de unidades consumidoras do Grupo “A”, integrante(s) do mesmo submercado no SIN,

reunidas por comunhão de interesses de fato ou de direito, cuja carga seja maior ou igual a

500 kW; e

II - Agente Gerador Incentivado: titular de concessão, permissão ou autorização do

Poder Concedente para gerar energia elétrica de que trata esta Resolução.

(...)

§ 2o São condições para o atendimento ao conjunto de unidades consumidoras, reunidas

por comunhão de interesses de fato ou de direito, estarem as unidades localizadas em

áreas contíguas ou possuírem o mesmo Cadastro Nacional de Pessoa Jurídica – CNPJ

caso localizadas em áreas não contíguas.

(...)

Comercialização

de Energia

Elétrica

RESOLUÇÃO

NORMATIVA Nº

414, DE 9 DE

Estabelece as Condições Gerais

de Fornecimento de Energia

Elétrica de forma atualizada e

Art. 18. A edificação com múltiplas unidades consumidoras, cuja atividade

predominante seja o comércio ou a prestação de serviços, na qual as pessoas físicas ou

jurídicas utilizem energia elétrica em apenas um ponto de entrega, pode ser considerada


SETEMBRO DE

2010

consolidada. uma única unidade consumidora, desde que atendidas, cumulativamente, as seguintes

condições:

I – que a propriedade de todos os compartimentos do imóvel, prédio ou conjunto de

edificações, seja de apenas uma pessoa física ou jurídica e que ela esteja sob a

responsabilidade administrativa de organização incumbida da prestação de serviços

comuns aos seus integrantes;

II – que organização regularmente instituída se responsabilize pela prestação dos

serviços comuns a seus integrantes; e

III – que o valor da fatura relativa ao fornecimento ou conexão e uso do sistema elétrico

seja rateado entre todos os integrantes, sem qualquer acréscimo.

Parágrafo único. Cabe à organização manifestar-se, por escrito, sobre a opção pelo Esta

esoluçãofornecimento de energia elétrica nas condições previstas neste artigo.

Pequena

Cogeração

RESOLUÇÃO

NORMATIVA Nº

482, DE 17 DE

ABRIL DE 2012

Estabelece as condições gerais

para o acesso de microgeração e

minigeração distribuída aos

sistemas de distribuição de

energia elétrica, o sistema de

compensação de energia

elétrica, e dá outras

providências.

Art. 2º Para efeitos desta Resolução, ficam adotadas as seguintes definições:

I - microgeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência

instalada menor ou igual a 100 kW e que utilize fontes com base em energia hidráulica,

solar, eólica, biomassa ou cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL,

conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras;

II - minigeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência instalada

superior a 100 kW e menor ou igual a 1 MW para fontes com base em energia

hidráulica, solar, eólica, biomassa ou cogeração qualificada, conforme regulamentação

da ANEEL, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades

consumidoras; (...)


ANEXO 10.3 - LEGISLAÇÃO - GÁS NATURAL


Estrutura do Mercado

LEI Nº 11.909, DE 4-03-2009

E

DECRETO Nº 7.382 DE/2010

A Lei dispõe sobre as atividades relativas ao transporte de gás natural, de que trata o Art. 177 da Constituição Federal, bem como sobre as atividades de tratamento, processamento, estocagem, liquefação, regaseificação e comercialização de gás natural; altera a Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997; e dá outras providências.

O Decreto regulamenta os Capítulos I a VI e VIII da Lei nº 11.909, de 4 de março de 2009.

(...)

Art. 2º. Ficam estabelecidas as seguintes definições para os fins desta Lei e de sua regulamentação:

III - Autoimportador: sociedade ou consórcio autorizado para a importação de gás natural que utiliza parte oua totalidade do produto importado como matéria-prima ou combustível em suas instalações industriais;

IV - Autoprodutor: sociedade ou consórcio explorador e produtor de gás natural que utiliza parte ou a totalidade de sua produção como matéria-prima ou combustível em suas instalações industriais;

IX - Carregador: agente que utilize ou pretenda utilizar o serviço de movimentação de gás natural em gasoduto de transporte, mediante autorização da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP;

XII - Comercialização de Gás Natural: atividade de compra e venda de gás natural, realizada por meio da celebração de contratos negociados entre as partes e registrados na ANP, ressalvado o disposto no § 2º do art. 25 da Constituição;

XIII - Consumidor Livre: consumidor de gás natural que, nos termos da legislação estadual aplicável, tem a opção de adquirir o gás natural de qualquer agente produtor, importador ou comercializador;

(...)

SEÇÃO VII

DO ACESSO DE TERCEIROS AOS GASODUTOS E DA CESSÃO DE CAPACIDADE

Art. 48. Fica assegurado o acesso de terceiros aos gasodutos de transporte, respeitado o período de exclusividade.


Parágrafo único. A troca operacional de gás natural, de que trata o art. 15, é considerada forma de acesso de terceiros aos gasodutos de transportes.

Art. 49. O acesso aos gasodutos de transporte dar-se-á, entre outras formas, por contratação de serviço de transporte:

I - firme, em capacidade disponível;

II - interruptível, em capacidade ociosa; e

III - extraordinário, em capacidade disponível.

§ 1º O acesso aos gasodutos dar-se-á primeiramente na capacidade disponível e somente após sua integral contratação ficará garantido o direito de acesso à capacidade ociosa.

§ 2º O acesso ao serviço de transporte firme, em capacidade disponível, dar-se-á mediante chamada pública realizada pela ANP, conforme diretrizes do Ministério de Minas e Energia.

§ 3º O acesso aos serviços de transporte interruptível e extraordinário dar-se-á na forma da regulação estabelecida pela ANP, assegurada a publicidade, transparência e igualdade de tratamento a todos os interessados.

Art. 50. A ANP estabelecerá os critérios para a definição dos valores devidos por terceiros que acessarem os gasodutos de transporte, a forma de pagamento e a sua destinação.

Art. 51. Fica autorizada a cessão do direito de utilização da capacidade de transporte contratada sob a modalidade firme, inclusive durante o período de exclusividade.

Parágrafo único.

Parágrafo único. A ANP deverá disciplinar a cessão de capacidade, de que trata este artigo, de forma a preservar os direitos do transportador.

Art. 52. A ampliação da capacidade de transporte caracterizas e como forma de acesso de terceiros aos gasodutos, devendo respeitar o período de


exclusividade estabelecido, observado o disposto no art. 11.

(...)

CAPÍTULO III

DA IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE GÁS NATURAL

Art. 53. Qualquer sociedade ou consórcio, desde que constituídos sob as leis brasileiras, com sede e administração no País, poderá receber autorização do Ministério de Minas e Energia para exercer as atividades de importação e exportação de gás natural.

§ 1º A ANP instruirá os processos de requerimento para o exercício da atividade de importação e exportação de gás natural, cabendo-lhe ainda a fiscalização dessa atividade.

§ 2º O exercício das atividades de importação e exportação de gás natural observará as diretrizes estabelecidas pelo Conselho Nacional de Política Energética - CNPE.

(...)


PORTARIA MME Nº 472,DE 05-08-2011

Estabelece as diretrizes para o Processo de Chamada Pública para contratação de capacidade de transporte de gás natural, e dá outras providências.

(...)

Art. 1º Ficam estabelecidas, nos termos desta Portaria, as diretrizes para a realização pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP de Processo de Chamada Pública para a contratação de capacidade de transporte em gasodutos existentes, a serem construídos ou ampliados.

(...)

Art. 3º O Processo de Chamada Pública de que trata o art. 1o será realizado:

I - de maneira direta, conduzido pela ANP; ou

II - de maneira indireta, conduzido pelo transportador, sob a supervisão da ANP.

(...)

Art. 4º O Processo de Chamada Pública de que trata o art. 1o tem por objetivo identificar os potenciais carregadores e dimensionar a demanda efetiva e será realizado para as seguintes situações:


I - acesso ao serviço de transporte firme, em capacidade disponível;

II - construção de novo gasoduto;

III - construção de gasoduto que tenha iniciado o processo de Licenciamento Ambiental, mas não tenha sido autorizado pela ANP até 5 de março de 2009; ou

IV - ampliação de gasoduto, autorizado ou concedido.

(...)


RESOLUÇÃO ANP Nº 51, DE 29-9-2011

Regulamenta o Art. 64 do Decreto nº 7.382, de 02 de dezembro de 2010, o qual estabelece que as sociedades que desejarem atuar como Autoprodutor ou Autoimportador deverão ser previamente registradas na ANP.

(...)

Art. 1º Fica regulamentado o registro de autoprodutor e autoimportador, previsto no Decreto nº 7.382, de 2 de dezembro de 2010.

Art. 2º O consumidor livre terá sua regulamentação elaborada no âmbito da legislação estadual, conforme disposto no inciso XXXI, do art. 2º, da Lei nº 11.909/2009, e no art. 65 do Decreto nº 7.382/2010.

Art. 3º Ficam estabelecidas as seguintes definições para fins desta Resolução:

(...)

V -Autoimportador: agente autorizado para a importação de gás natural que utiliza parte ou totalidade do produto importado como matéria-prima ou combustível em suas instalações industriais;

VI - Consumidor Livre: consumidor de gás natural que, nos termos da legislação estadual aplicável, tem a opção de adquirir o gás natural de qualquer agente produtor, importador ou comercializador.

Parágrafo único. Para os efeitos do enquadramento como autoprodutor ou autoimportador, conforme dispõem os incisos IV e V deste artigo, entende-se como suas instalações aquelas exploradas ou detidas pela mesma sociedade ou pelo mesmo consórcio que estiver efetuando a importação ou produção de gás natural, ou pelas sociedades de que tratam os incisos II e III do art. 6º e os incisos II e III do art. 7º desta Resolução.


(...)

Art. 7º Poderão solicitar o registro para atuar como autoimportador:

I - sociedade ou consórcio que esteja autorizado a desempenhar a atividade de importação;

II - sociedade direta ou indiretamente controlada por outra sociedade que estiver efetuando a importação de gás natural, assim como pelos acionistas controladores da sociedade importadora; e

III - sociedades coligadas de sociedade importadora de gás natural.

(...)


RESOLUÇÃO ANP Nº 52, DE 29-9-2011

Estabelece os requisitos para obtenção da Autorização para o Exercício da Atividade de Comercialização de Gás Natural, assim como do Registro de Agente Vendedor e de Contratos de Comercialização.

(...)

Art. 1º O objeto da presente Resolução é regulamentar:

I - a autorização da prática da atividade de comercialização de gás natural, dentro da esfera de competência da União;

II - o registro de agente vendedor, previsto no Decreto nº 7.382, de 2 de dezembro de 2010; e

III - o registro de contratos de compra e venda de gás natural.

Art. 2º Ficam estabelecidas as seguintes definições para fins desta Resolução:

(...)

III - Comercialização de Gás Natural: atividade de compra e venda de gás natural, realizada por meio da celebração de contratos negociados entre as partes e registrados na ANP, ressalvado o disposto no § 2º do art. 25 da Constituição Federal;

V - Agente Vendedor: agente da indústria de gás natural que detém a propriedade de volume de gás natural, registrado e autorizado pela ANP para exercer a atividade de comercialização de gás natural, ressalvada a atividade de distribuição de gás natural, nos termos do § 2º do art. 25 da Constituição Federal;

VI - Transportador: empresa autorizada ou concessionária da atividade de


transporte de gás natural por meio de duto;

(...)

Parágrafo único. As definições estabelecidas nesse artigo se referem de forma indiscriminada ao gás natural de origem nacional e ao gás natural importado.

DA AUTORIZAÇÃO DA ATIVIDADE DE COMERCIALIZAÇÃO DE GÁS NATURAL

Art. 3º Ressalvado o disposto no § 2º do art. 25 da Constituição Federal, a comercialização de gás natural será autorizada pela ANP e dar-se-á mediante celebração de contratos registrados na ANP.

Art. 4º Poderão solicitar a autorização para atividade de comercialização sociedades ou consórcios constituídos sob as leis brasileiras, com sede e administração no País.

Parágrafo único. O transportador não poderá comprar ou vender gás natural, com exceção dos volumes necessários ao consumo próprio das instalações de transporte e para formação e manutenção de seu estoque operacional, sendo vedado o exercício da atividade de comercialização de gás natural.

Art. 5º O pedido de autorização para atividade de comercialização deverá ser encaminhado à ANP assinado por responsável legal ou procurador.

(...)

Art. 6º O registro de agente vendedor será efetuado pela ANP por ocasião da outorga da autorização para atividade de comercialização.

(...)

Art. 8º A autorização para realização da atividade de comercialização poderá ser revogada e o registro de agente vendedor poderá ser cancelado.


(...)

DAS OBRIGAÇÕES

Art. 10. Os agentes vendedores autorizados deverão celebrar contratos de compra e venda de gás natural, registrados na ANP.

(...)


DECRETO Nº 43.888, DE 10-03-1999

Dispõe sobre a outorga de concessão para exploração dos serviços de distribuição de gás canalizado no Estado de São Paulo à Companhia de Gás de São Paulo - COMGÁS simultaneamente à sua privatização e dá outras providências.

(...)

Artigo 1º - Fica autorizada, nos termos do artigo 5º, da Lei federal nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1.995, a adoção de procedimentos para outorga de concessão para a exploração dos serviços de distribuição de gás canalizado no Estado de São Paulo à Companhia de Gás de São Paulo - COMGÁS, a ser efetivada simultaneamente à alienação de ações ordinárias nominativas representativas de seu controle acionário, consoante artigo 27, "caput" e § 3º, da Lei federal nº 9.074, de 7 de julho de 1.995;

(...)

Transporte de Gás Natural e Preços

DECRETO Nº 43.889, DE 10-03-1999

Aprova o Regulamento de Concessão e Permissão da Prestação de Serviços Públicos de Distribuição de Gás Canalizado no Estado de São Paulo.

(...)

Artigo 1º - As concessões e as permissões de exploração de serviços de distribuição de gás canalizado reger-se-ão pelos termos da Lei Federal nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, da Lei Estadual nº 7.835, de 08 de maio de 1992, por este Regulamento, pelas normas legais pertinentes e pelas cláusulas dos indispensáveis contratos.

Parágrafo único - Este Regulamento disciplina a exploração dos serviços de gás canalizado no Estado de São Paulo, incluído o fornecimento direto a partir de gasodutos de transporte, de maneira a atender às necessidades dos setores industrial, domiciliar, comercial, automotivo e outros.

(...)

CAPÍTULO XVI

TARIFAS

Artigo 40 - As tarifas dos serviços públicos de distribuição de gás canalizado serão fixadas pela CSPE.


§ 1º - O contrato de concessão conterá previsão de revisões tarifárias periódicas que levarão em conta fatores econômicos, de mercado, de eficiência e de tecnologia a fim de manter-se o equilíbrio econômico-financeiro do contrato.

§ 2º - Em havendo alteração unilateral do contrato, que afete o seu inicial equilíbrio econômico-financeiro, o Poder Concedente deverá restabelecê-lo, concomitantemente à alteração.

Artigo 41 - Sempre que forem atendidas as condições do contrato, considera-se mantido seu equilíbrio econômico-financeiro.

Artigo 42 - As tarifas para a prestação do serviço serão tarifas tetos, assim entendidas como tarifas máximas aprovadas pela CSPE, a serem aplicadas aos usuários e deverão refletir:

I - preço de aquisição do gás;

II - custo do transporte;

III - margem de distribuição.

Parágrafo único - As condições para a concessão de descontos e correspondentes alterações serão regulamentadas pela CSPE.

Artigo 43 - As tarifas poderão ser diferenciadas em função das características técnicas e dos custos específicos provenientes do atendimento aos distintos segmentos de usuários.

Artigo 44 - A CSPE aprovará as taxas e encargos pelos serviços correlatos à prestação dos serviços de distribuição de gás canalizado da concessionária e autorizados.

(...)

Estrutura do mercado

PORTARIA CSPE 26, DE 21-2-2000

Dispõe sobre a reclassificação dos Segmentos de Usuários de Cogeração e Termoelétrica.

Considerando que a atividade de cogeração de energia contribui com a racionalidade energética, uma vez que possibilita maior produção de energia a partir de mesma quantidade de combustível, gerando conseqüentes benefícios para a sociedade; considerando a necessidade de implementar políticas de incentivo ao uso racional dos recursos energéticos do País; considerando que a


instalação de unidades de cogeração de pequeno porte, em unidades industriais e no setor de serviços, eleva a confiabilidade dos sistemas de distribuição de energia elétrica; considerando o interesse no desenvolvimento de projetos de cogeração, enquadrados na faixa de consumo mensal médio contratual de 500.000 a 1.000.000 m³ de gás canalizado por mês; considerando que, nos termos dos Contratos de Concessão, a CSPE poderá criar modalidades tarifárias em segmentos e classes de fornecimento que venham a incentivar a otimização e melhoria do fator de carga do sistema de distribuição das Concessionárias; considerando que, nos termos do art. 43 do Decreto 43.889, de 10 de março de 1999, as tarifas poderão ser diferenciadas em função das características técnicas e dos custos específicos provenientes do atendimento aos distintos segmentos de usuários; resolve:

Art. 1º - Reclassificar os Segmentos de Usuários Cogeração - CG e Termoelétrica - TE, que têm as tarifas tetos definidas de acordo com as faixas volumétricas aplicadas aos usuários destes Segmentos, a partir do consumo médio mensal contratual equivalente a, no mínimo, 500.000 m³ (quinhentos mil metros cúbicos) de gás canalizado.

Parágrafo 1º - As tabelas tarifárias, contidas nos anexos das portarias de tarifas e que se referem aos usuários Cogeração - CG e Termoelétrica - TE, somente são aplicáveis aos usuários destes segmentos a partir do consumo médio mensal contratual equivalente a, no mínimo, 500.000 m³ (quinhentos mil metros cúbicos) de gás canalizado.

Parágrafo 2º - Considera-se, para os fins desta Portaria, cogeração o processo de produção combinada de vapor e energia mecânica ou elétrica a partir de gás autorizado pela CSPE.

Art. 3º - Os usuários de gás canalizado para fins de termoeletricidade ou cogeração, que se enquadrarem em mais de um segmento de consumo, deverão ter as respectivas medições em separado.

(...)


PORTARIA CSPE - 139,

Dispõe sobre a criação do Segmento de Usuários de

Considerando que os Contratos de Concessão de Serviços Públicos de Distribuição de Gás Canalizado no Estado de São Paulo prevêem classe


DE 30-8-2001 Pequena Cogeração. tarifária exclusiva para uso em cogeração cujo valor da margem proporciona benefícios ao usuário em relação aos valores de outros segmentos tarifários;

Considerando que para classificação como cogerador foi originalmente definido o consumo mínimo de um milhão de metros cúbicos mensais, reduzidos posteriormente para quinhentos mil metros cúbicos mensais, conforme Portaria CSPE 26, de 21 de fevereiro de 2000;

Art. 1º - Criar o Segmento de Usuários Pequena Cogeração - PCG, que tem as tarifas tetos definidas de acordo com as faixas volumétricas, conforme Anexo.

Parágrafo 1º - A tabela tarifária, anexa, somente é aplicável aos usuários desse segmento, cujo consumo médio mensal contratual seja inferior a 500.000 m³ (quinhentos mil metros cúbicos) de gás canalizado.

(...)



PORTARIA CSPE - 160, DE 20-12-2001

Dispõe Sobre as Condições Gerais de Fornecimento de Gás Canalizado no Estado de São Paulo.

(...)

Artigo 1º - Estabelecer, na forma que se segue, as disposições relativas às condições gerais a serem observadas na Prestação dos Serviços Públicos de Distribuição de Gás Canalizado pelas Concessionárias e na sua utilização pelos Usuários.

CAPÍTULO II

DAS DEFINIÇÕES

Artigo 2º - Para os efeitos desta Portaria são adotadas as seguintes definições.

(...)

IV. Comercialização: atividade de venda de Gás:

a) pela Concessionária a Usuários ou a outra Concessionária, em cada área de Concessão; eb) por Comercializador a Usuários Livres localizados no Estado de São Paulo, após o período de exclusividade, de acordo com a legislação vigente.

V. Comercializador: Concessionária ou uma pessoa jurídica, constituída por empresa individual ou coletiva, autorizada pela CSPE para exercer a atividade de Comercialização;

VI. Concessão: delegação do direito de Exploração dos Serviços Públicos de Distribuição de Gás Canalizado no Estado de São Paulo, por prazo determinado, outorgado pelo Poder Concedente;

VII. Concessionária: sociedade titular de Concessão;

XXIII. Usuário: pessoa física ou jurídica, ou ainda comunhão de fato ou de direito, legalmente representada, que utilize os serviços de distribuição de Gás prestados pela Concessionária e que assuma a responsabilidade pelo respectivo pagamento e demais obrigações legais, regulamentares e contratuais;

XXIV. Usuário Livre: Usuário que pode optar por adquirir Gás, no todo ou em parte, deComercializador.

XXV. Unidade Usuária: imóvel onde se dá o recebimento de Gás.


(...)

CAPÍTULO VII

DO USUÁRIO E DA UNIDADE USUÁRIA

Artigo 11 - Os Usuários de Gás farão uso, durante todo o período de Concessão, da Rede de Distribuição da respectiva Concessionária, cabendo a esta a cobrança de tarifa pela sua utilização, conforme regulamentação da CSPE.

§ 1º - Os Usuários dos Segmentos Comercial e Residencial adquirirão Gás da respectiva Concessionária, durante todo o período de Concessão.

§ 2º - À exceção dos Segmentos de Usuários citados no Parágrafo 1º deste Artigo, os Usuários dos demais Segmentos podem tornar-se Usuários Livres após o período de exclusividade estabelecido no Contrato de Concessão da respectiva Concessionária.

(...)

CAPÍTULO VIII

DA CLASSIFICAÇÃO E CADASTRO

Artigo 15 - A Concessionária classificará a Unidade Usuária de acordo com a atividade nela exercida, nos termos do Artigo 16.

§ 1º - Quando for exercida mais de uma atividade no mesmo imóvel, cada atividade será classificada como uma Unidade Usuária em separado.

§ 2º - A Concessionária que atende ao Usuário é aquela em cuja área de Concessão está localizado o endereço da Unidade Usuária.

(...)

Artigo 16 - A fim de permitir a correta classificação da Unidade Usuária, caberá ao interessado informar à Concessionária a natureza da atividade nela desenvolvida e a finalidade da utilização do Gás, bem como as alterações supervenientes que importarem em reclassificação de Segmento de Usuários, respondendo o Usuário, na forma da lei, por declarações falsas ou omissão de


informação.

(...)

Artigo 17 - Para os fins desta Portaria, a Concessionária deve agrupar as Unidades Usuárias em Segmentos de Usuários, conforme seguem:

a) Residencial: fornecimento para Unidade Usuária com fim residencial;

b) Comercial: fornecimento para Unidade Usuária em que seja exercida a atividade comercial ou de prestação de serviços, incluídos os órgãos públicos;

c) Industrial: aqueles Usuários que utilizam o Gás para atividade de elaboração de produtos, transformação de matérias primas, recuperação de máquinas e equipamentos e fabricação diversa;

d) Grandes Usuários: Unidade Usuária com consumo médio mensal contratual de no mínimo 500.000 m3 (quinhentos mil metros cúbicos), à exceção daquelas Unidades Usuárias das atividades: termoelétrica, cogeração, gás natural veicular e interruptível;

e) Pequena Cogeração - PCG: Unidade Usuária com consumo médio mensal contratual até 500.000 m³ (quinhentos mil metros cúbicos), entendendo-se Cogeração, para os fins desta Portaria, aquele Segmento de Usuários que utiliza o Gás para o processo de produção combinada de vapor e energia mecânica ou elétrica;

f) Cogeração - CG: Unidade Usuária com consumo médio mensal contratual superior a 500.000 m³quinhentos mil metros cúbicos), entendendo-se Cogeração, para os fins desta Portaria, aquele Segmento de Usuários que utiliza o Gás para o processo de produção combinada de vapor e energia mecânica ou elétrica;

g) Termoelétrica - TE: Unidade Usuária com consumo médio mensal contratual superior a 500.000 m³ (quinhentos mil metros cúbicos), entendendo-se por Termoelétrica, para os fins desta Portaria, o Segmento de Usuários que utiliza o Gás em usinas para produção de energia elétrica;

h) Gás Natural Veicular - GNV: o Segmento de Usuário cuja atividade destina-se ou contempla a utilização do Gás em veículos automotores; e


i) Interruptível - IN: a prestação do serviço de fornecimento de Gás cujo contrato permite a interrupção do fornecimento pela Concessionária, nos termos de regulamentação específica da CSPE.

Parágrafo Único - Para fins estatísticos e de controle a Concessionária deve classificar os Usuários por setor de atividade econômica nos respectivos Segmentos de Usuários, nos termos de regulação específica da CSPE.

(...)

Artigo 18 - A CSPE pode criar, ou modificar, modalidades tarifárias em Segmentos Usuários e classes de fornecimento que venham a incentivar a otimização e melhoria do fator de carga do sistema de distribuição das Concessionárias.

(...)

CAPÍTULO IX

DO CONTRATO DE FORNECIMENTO

Artigo 20 - O fornecimento de Gás caracteriza negócio jurídico de natureza contratual, de forma que a ligação da Unidade Usuária implica em responsabilidade, de quem solicitou o fornecimento, pelo pagamento correspondente aos serviços prestados e pelo cumprimento das demais obrigações pertinentes.

§ 2º - A tarifa aplicável será aquela correspondente ao Segmento de Usuários e à classe volumétrica da quantidade de Gás efetivamente consumida ou contratada para cada Unidade Usuária, observados os limites das tarifas tetos e as demais condições estabelecidas nos regulamentos pertinentes editados pela CSPE.

(...)

Artigo 22 -A Concessionária deve renegociar, a qualquer tempo, Contratos de Fornecimento de Gás, sempre que solicitado por Usuários que implementarem medidas de conservação, de incremento à eficiência e ao uso racional de Gás, comprováveis pela Concessionária.

(...)




Dispõe sobre as condições de fornecimento de gás canalizado ao Segmento Interruptível.

Art. 1º - Estabelecer, na forma que se segue, as disposições relativas às condições a serem observadas na Prestação dos Serviços Públicos de Distribuição de Gás Canalizado pelas Concessionárias ao Segmento Interruptível e disposições correlatas.

Art. 2º - Para os efeitos desta Portaria são adotadas as seguintes definições.

III. Contrato de Fornecimento: instrumento contratual em que a Concessionária e o Usuário ajustam as condições técnicas e comerciais do fornecimento de Gás, cujas cláusulas estão vinculadas às normas e regulamentos estabelecidos pela CSPE;

IV. Contrato de Suprimento: instrumento, celebrado entre a Concessionária e um supridor, tendo por objetivo contratar volumes de Gás necessários ao atendimento da área de Concessão;

VI. Modalidade Firme: é a forma de contratação que impõe seja o fornecimento garantido contratualmente, com características de ininterruptibilidade, conforme o caso, no Suprimento ou na prestação dos serviços;

VII. Modalidade Interruptível: é a forma de contratação em que o fornecimento ou Suprimento não tem garantia de continuidade, podendo ser restringido ou interrompido, conforme o caso, pela Concessionária ou pela supridora, desde que com prévio aviso e na forma contratual;

(...)

Art. 3º - As Concessionárias de distribuição de Gás no Estado de São Paulo podem adquirir e/ou fornecer Gás na Modalidade Interruptível, respeitadas as condições previstas nos respectivos Contratos de Concessão, nesta Portaria e demais regulamentos da CSPE.

Parágrafo Único - Para qualquer volume fornecido na Modalidade Interruptível, a Concessionária deverá celebrar Contrato de Fornecimento, que deve obedecer, além do estabelecido nesta Portaria, às demais disposições da Portaria CSPE nº 160, de


23/12/2001, e aos regulamentos da CSPE.

Art. 4º - A decisão de interrupção ou restrição na oferta, para os fins desta Portaria, caberá exclusivamente à Concessionária fornecedora, obedecidos os termos do respectivo Contrato de Fornecimento.

(...)

Art. 5º - Somente será admitida a contratação no Segmento Interruptível nos casos em que a Unidade Usuária dispuser de alternativa de fornecimento de Gás na Modalidade Firme ou de alternativa energética que permita manter a continuidade da operação de suas atividades.

(...)

§ 3º - A restrição prevista no "caput" deste artigo não se aplica ao Segmento Termoelétrica, Segmento de Cogeração ou, desde que para consumo equivalente, no mínimo, a 500.000 m³ (quinhentos mil metros cúbicos) mensais, ao Segmento Industrial.

(...)

Art. 8º - O cálculo dos preços do Gás e do transporte de Suprimento na Modalidade Interruptível e fornecido ao Segmento Interruptível, será realizado em separado dos demais Segmentos de Usuários.

§ 1º - O cálculo de que trata este artigo considerará os respectivos custos médios ponderados pelos volumes, de Suprimento na Modalidade Interruptível contratados pela Concessionária e destinados ao Segmento Interruptível, disponíveis por ocasião do fechamento de cada Contrato de Fornecimento.

(...)

Art. 12 - Serão regulamentadas em Portaria específica as Margens de Distribuição destinadas ao Segmento Interruptível.

(...)




Dispõe sobre a aprovação do modelo do Contrato de Adesão para unidades usuárias dos serviços de distribuição de gás canalizado, atendidas em volumes mensais inferiores a 50.000 m³.

(...)

Art. 1º - Aprovar o modelo do Contrato de Adesão, entre a Concessionária e o Usuário dos serviços de distribuição de gás canalizado para consumos cujo volume seja inferior a 50.000 m³ (cinqüenta mil metros cúbicos) por mês, nos termos estabelecidos pela Portaria CSPE nº 160, de 20 de dezembro de 2001, e na forma constante do anexo desta Portaria.

(...)

Art. 3º - O Contrato de Adesão aplica-se, obrigatoriamente, à prestação dos serviços de distribuição de gás canalizado aos Usuários pertencentes ao Segmento Residencial, podendo aplicar-se a qualquer Segmento de Usuário, quando o volume de fornecimento previsto for inferior a 50.000 m³ (cinqüenta mil metros cúbicos) por mês, ressalvado o Segmento Interruptível ou qualquer outro Segmento de Usuário quando se impuserem outras condições acordadas entre as partes.

(...)


PORTARIA CSPE Nº 439, DE 28-12-2006

Dispõe sobre as condições de fornecimento de gás canalizado ao Segmento Interruptível.

(...)

Art. 1º - Estabelecer, na forma que se segue, as disposições relativas às condições a serem observadas na Prestação dos Serviços Públicos de Distribuição de Gás Canalizado pelas Concessionárias ao Segmento Interruptível e disposições correlatas.

(...)

Art. 3º - As Concessionárias de distribuição de Gás no Estado de São Paulo podem adquirir e/ou fornecer Gás na Modalidade Interruptível, respeitadas as condições previstas nos respectivos Contratos de Concessão, nesta Portaria e demais regulamentos da CSPE.

(...)

Art. 5º - Os Suprimentos contratados pela Concessionária na Modalidade Interruptível serão destinados prioritariamente aos Usuários do Segmento Interruptível.


Art. 6º - A Concessionária poderá adquirir Gás na Modalidade Interruptível e fornecê-lo, total ou parcialmente, na Modalidade Firme desde que os volumes contratados para Suprimento de Gás na Modalidade Firme sejam suficientes para garantir, totalmente, os compromissos de fornecimento contratados na Modalidade Firme.

Art. 7º - O cálculo dos preços do Gás e do Transporte de Suprimento na Modalidade Interruptível e fornecido ao Segmento Interruptível, será realizado em separado dos demais Segmentos de Usuários.

(...)

Comercialização de gás Natural

DELIBERAÇÃO ARSESP Nº 230, DE26-05-2011

Dispõe sobre as condições para Autorização de COMERCIALIZADOR de gás canalizado no Estado de São Paulo.

(...)

Art. 1º - A atividade de COMERCIALIZAÇÃO de gás canalizado no Estado de São Paulo é exercida em livre competição, ficando sujeita ao regime de autorização nos termos previstos na presente Deliberação.

Parágrafo único - A livre COMERCIALIZAÇÃO não se aplica aos Segmentos de Usuários Residencial e Comercial.

Art. 2º - Para os efeitos desta Deliberação são adotadas as seguintes definições:

I. CAPACIDADE CONTRATADA: É a capacidade que a CONCESSIONÁRIA deve reservar em seu Sistema de Distribuição para movimentação de quantidades de gás canalizado contratadas pelo USUÁRIO LIVRE junto ao COMERCIALIZADOR e disponibilizadas à CONCESSIONÁRIA no PONTO DE RECEPÇÃO, para movimentação até o PONTO de ENTREGA, expressa em metros cúbicos por dia, nas condições de referência, conforme estabelecido no CONTRATO DE USO DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO;

II. COMERCIALIZAÇÃO: Consiste no relacionamento comercial de compra e venda de gás canalizado, formalizado por intermédio de instrumentos contratuais;

III. COMERCIALIZADOR: Pessoa jurídica Autorizada pela ARSESP, por prazo determinado e em caráter precário, a adquirir e vender gás canalizado, de


acordo com a legislação vigente, a USUÁRIOS LIVRES;

IV.CONTRATO DE USO DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO: Acordo de vontades celebrado entre a CONCESSIONÁRIA e USUÁRIO LIVRE, Autoprodutor ou Auto-importador para a prestação de SERVIÇO DE DISTRIBUIÇÃO;

(...)

VI. CONTRATO DE COMPRA E VENDA DE GÁS: Acordo de vontades celebrado entre o COMERCIALIZADOR e o USUÁRIO LIVRE, objetivando a COMERCIALIZAÇÃO;

VII. ESTAÇÃO DE TRANSFERÊNCIA DE CUSTÓDIA - ETC: Local físico onde ocorre a transferência do gás sob custódia do Transportador para a custódia da CONCESSIONÁRIA, por intermédio de conjunto de equipamentos e instalações, que tem por finalidade regular a pressão, assim como medir e registrar o volume de gás, nas condições de entrega;

VIII. MERCADO LIVRE: Mercado de gás canalizado nas áreas de Concessão, onde a COMERCIALIZAÇÃO é exercida em livre competição, obedecidos os critérios de enquadramento para o USUÁRIO LIVRE e de Autorização para o COMERCIALIZADOR, no âmbito do Estado de São Paulo;

IX. MERCADO REGULADO: Mercado de gás canalizado nas áreas de Concessão de Distribuição de gás canalizado no Estado de São Paulo submetidas às regras do Poder Concedente estabelecidas nos correspondentes Contratos de Concessão, sendo a prestação do serviço realizada pela CONCESSIONÁRIA sem a separação da COMERCIALIZAÇÃO e do SERVIÇO DE DISTRIBUIÇÃO;

(...)

XIII. SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO: movimentação de quantidades de gás canalizado dos PONTOS DE RECEPÇÃO aos PONTOS DE ENTREGA a USUÁRIOS LIVRES ou, quando for o caso, a Autoprodutores ou Auto-importadores, pela CONCESSIONÁRIA;

XIV. TUSD: Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição para prestação do SERVIÇO DE DISTRIBUIÇÃO, conforme regulamentação da ARSESP; e


XV. USUÁRIO LIVRE: Consumidor Não Residencial e Não Comercial, em condições de celebrar CONTRATO DE COMPRA E VENDA DE GÁS e CONTRATO DE USO DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO.

Art. 3º - O SERVIÇO DE DISTRIBUIÇÃO dos volumes de gás canalizado comercializados entre USUÁRIOS LIVRES e COMERCIALIZADORES é atribuição exclusiva das CONCESSIONÁRIAS, que se responsabilizarão pela conexão, ligação do gás e suspensão do serviço, medição e demais condições relacionadas ao SERVIÇO DE DISTRIBUIÇÃO.

Art. 4º. - Sem prejuízo de demais disposições estabelecidas pela ARSESP, constituem direitos e obrigações dos COMERCIALIZADORES :

I. Contratar livremente a compra e venda de gás canalizado, respectivamente, com agentes supridores e USUÁRIOS LIVRES;

II. Liberdade para negociar preços e demais condições comerciais do gás canalizado em qualquer localidade do Estado;

III. Demonstrar capacidade legal e financeira ao exercício da atividade de COMERCIALIZAÇÃO;

IV. Assegurar, para cada transação, a disponibilidade do gás canalizado ao USUÁRIO LIVRE;

V. Cumprir prazos e quantitativos negociados com USUÁRIOS LIVRES;

VI. Utilizar boas práticas comerciais nas suas operações e transparência comercial;

VII. Quando pertencente ao mesmo grupo da CONCESSIONÁRIA, agir com independência, legal e operacional, desta;

VIII. Manter durante cinco anos toda a documentação dos Contratos celebrados com agentes supridores e USUÁRIOS LIVRES;

IX. Manter os registros de consumos medidos de cada USUÁRIO LIVRE durante pelo menos cinco anos;

X. Capacitar-se e colaborar com o Regulador e a CONCESSIONÁRIA durante


situações de emergência na provisão do Serviço; e

XI. Colaborar na promoção das políticas de eficiência energética.

(...)


DELIBERAÇÃO ARSESP Nº 231, DE 26-05-2011

Dispõe sobre as condições da prestação do serviço de distribuição de gás canalizado a USUÁRIOS LIVRES.

(...)

Art. 1º - Estabelecer, na forma que se segue, as disposições relativas às condições a serem observadas na prestação dos SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO pelas CONCESSIONÁRIAS a USUÁRIOS LIVRES, Autoprodutor ou Auto-importador.

Parágrafo Único - Os Autoprodutores e Auto-importadores de gás, para os fins desta Deliberação, são as sociedades ou consórcios, conforme constantes na Lei Federal nº 11.909, de 04/03/2009, e do Decreto Federal nº 7.382, de 02/12/2010.

(...)

Art. 3º - Os USUÁRIOS LIVRES, Autoprodutor ou Auto-importador farão uso dos SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO da respectiva CONCESSIONÁRIA, cabendo a esta a cobrança da TUSD.

§ 1º - À TUSD incide, além do valor autorizado, demais componentes e encargos tarifários aplicáveis às margens de distribuição no MERCADO REGULADO e/ou eventuais tributos exigíveis em face da peculiaridade dos SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO.

§ 2º - Fica facultado, ressalvado o previsto no § 4º deste artigo, à CONCESSIONÁRIA aplicar tarifa inferior à TUSD fixada pela ARSESP, desde que não implique em pleitos compensatórios posteriores quanto à recuperação de equilíbrio econômico-financeiro da prestação do SERVIÇO DE DISTRIBUIÇÃO.

§ 3º - A tarifa praticada inferior à TUSD fixada terá como limite mínimo o custo da prestação do SERVIÇO DE DISTRIBUIÇÃO contratado, ficando os descontos sujeitos à verificação pela ARSESP, que poderá exigir as respectivas planilhas, justificando os custos da prestação do serviço.

§ 4º - A CONCESSIONÁRIA fica obrigada a praticar aos USUÁRIOS LIVRES


descontos médios ponderados sobre os valores de TUSD teto fixada pela ARSESP de modo a refletir o desconto médio ponderado com os mesmos percentuais aplicados aos potenciais USUÁRIOS LIVRES, dentro de classes de consumo a serem estabelecidas.

§ 5º - Para fins da aplicação de que trata o parágrafo 4º deste artigo, serão calculados a cada ano civil os valores médios ponderados percentuais a serem aplicados no ano regulatório subsequente.

§ 6º - A ARSESP publicará, até 30 de abril de cada ano, os valores médios percentuais dos descontos, conforme parágrafo 4º deste artigo, praticado aos potenciais USUÁRIOS LIVRES no ano calendário anterior.

§ 7º - Para os casos em que houver o atendimento de mais de um segmento de usuário em uma mesma Unidade Usuária, a TUSD será aquela relativa a cada um dos Segmentos de Usuários, obedecendo aos critérios previstos no artigo 26 da Portaria CSPE 160/2001.

§ 8º - Os Autoprodutores e Auto-importadores, com redes de distribuição exclusivas e específicas, terão a TUSD aplicada, caso a caso, de forma diferenciada.

(...)

Art. 19 – Ficam estabelecidas as seguintes condições, na área da COMGÁS, para um Usuário tornar-se USUÁRIO LIVRE, como segue:

I. Consumo mensal de pelo menos o equivalente a 300.000 m³/mês (trezentos mil metros cúbicos por mês), na média do ano calendário imediatamente anterior ao do exercício de contratações no MERCADO LIVRE;

II. Usuários que se conectem à rede a partir de 31/05/2011 poderão ser USUÁRIOS LIVRES, desde que o volume contratado seja no mínimo o equivalente a 300.000 m³/mês (trezentos mil metros cúbicos por mês);

III. Usuários conectados após 31/12/2009, em vista da impossibilidade de cálculo da média dos volumes de forma completa no ano de 2010, o volume a ser considerado será o contratado, sempre que o montante mínimo for de 300.000 m³/mês (trezentos mil metros cúbicos por mês);


(...)

Preços DELIBERAÇÃO ARSESP Nº 379, DE 28-11-2012

Dispõe sobre a atualização do Custo Médio Ponderado do gás e do transporte fixado nas tarifas da Deliberação ARSESP – 340, de 30 de maio de 2012, e as Tabelas Tarifárias a serem aplicadas pela concessionária de distribuição de gás canalizado Companhia de Gás de São Paulo (COMGÁS).

(...)

Art. 2º - Publicar os valores:

I - de tarifas tetos dos Segmentos: Residencial, Residencial – Medição Coletiva, Comercial, Industrial, Gás Natural Veicular - Postos, Gás Natural - Transporte Público e Gás Natural – Frotas.

II - de margens máximas e preços do gás do Segmento Cogeração e Termoelétrica, de margens máximas dos Segmentos: Refrigeração, Gás Natural Liquefeito – GNL e Matéria Prima.

III - de margens máximas do Segmento Interruptível, Segmento Alto Fator de Carga Industrial, constantes do Anexo 3 desta Deliberação.

IV - de tarifas tetos do Segmento Gás Natural para fins de Gás Natural Comprimido – GNC.

(...)


Segmento Termoelétricas

Valores sem ICMS Valores com ICMS

Variável R$/m³ Variável R$/m³

Classe Volume m³/mês

Geração de Energia Elétrica

destinada ao consumo próprio

ou à venda a consumidor final


destinada à revenda a distribuidor


destinada ao consumo próprio

ou à venda a consumidor final


destinada à revenda a distribuidor

1 Único 0,038623 0,038099 0,04389 0,043294

Notas:

1) Ao valor das margens desta tabela, que já incluem os tributos PIS/PASEP e COFINS, deverá ser acrescido o valor do preço do gás (commodity + transporte) referido nas condições abaixo e destinado a esse segmento.

2) Valores para Gás Natural referidos nas seguintes condições:

Poder Calorífico Superior : 9.400 Kcal/m³; (39.348,400 kJ/m³ ou 10,932 kWh/m³)

Temperatura = 293,15ºK (20º C)

Pressão = 101.325 Pa (1 atm)

3) O custo do gás canalizado e do transporte destinados a este segmento, já considerados os valores dos tributos PIS/PASEP e COFINS incidentes no fornecimento pela Concessionária, vigentes nesta data, é de:

a. R$ 0,902006/m³, nos casos em que o gás canalizado é adquirido como insumo energético utilizado na geração de energia elétrica destinada ao consumo próprio ou à venda a consumidor final.

b. R$ 0,889767/m³, nos casos em que o gás canalizado é adquirido como insumo energético utilizado na geração de energia elétrica destinada à revenda a distribuidor.

4) Os valores obtidos em razão de alterações para mais ou menos dos custos indicados no item 3, serão contabilizados em separado por usuário e a estes repassados, nos termos da Cláusula 11ª do Contrato de Concessão


Segmento Cogeração


Variável R$/m³ Variável R$/m³

Classes Volume m³/mês

Cogeração de Energia Elétrica

destinada ao consumo

próprio ou à venda a

consumidor final

Cogeração de Energia

Elétrica destinada à revenda

a distribuidor

Cogeração de Energia Elétrica

destinada ao consumo

próprio ou à venda a

consumidor final

Cogeração de Energia

Elétrica destinada à revenda a distribuidor

1 Até 5.000,00 m³ 0,349115 0,344378 0,396722 0,391339

2 5.000,01 a 50.000,00

m³ 0,274165 0,270445 0,311551 0,307324

3 50.000,01 a

100.000,00 m³ 0,236021 0,232819 0,268206 0,264567

4 100.000,01 a

500.000,00 m³ 0,179288 0,176856 0,203736 0,200973

5 500.000,01 a

2.000.000,00 m³ 0,185334 0,182819 0,210607 0,207749

6 2.000.000,01 a

4.000.000,00 m³ 0,167754 0,165477 0,19063 0,188042

7 4.000.000,01 a

7.000.000,00 m³ 0,146787 0,144795 0,166803 0,16454

8 7.000.000,01 a

10.000.000,00 m³ 0,125817 0,12411 0,142974 0,141034

9 > 10.000.000,00 m³ 0,104361 0,102945 0,118592 0,116983

Nota do Faturamento: O cálculo do importe deve ser realizado em cascata, ou seja, progressivamente em cada uma das classes de consumo.

Notas: 1) Ao valor das margens desta tabela, que já incluem os tributos PIS/PASEP e COFINS,

deverá ser acrescido o valor do preço do gás (commodity + transporte) referido nas condições abaixo e destinado a esse segmento.


Poder Calorífico Superior : 9.400 Kcal/m³; (39.348,400 kJ/m³ ou 10,932 kWh/m³)

Temperatura = 293,15ºK (20º C) Pressão = 101.325 Pa (1 atm) 3) O custo do gás canalizado e do transporte destinados ao Segmento de Cogeração, já

considerados os valores dos tributos PIS/PASEP e COFINS incidentes no fornecimento pela Concessionária, vigentes nesta data, é de:

a. R$ 0,902006/m³, nos casos em que o gás canalizado é adquirido como insumo energético utilizado na cogeração de energia elétrica destinada ao consumo próprio ou à venda a consumidor final.

b. R$ 0,889767/m³, nos casos em que o gás canalizado é adquirido como insumo energético utilizado na cogeração de energia elétrica destinada à revenda a distribuidor.

4) Os valores obtidos em razão de alterações para mais ou menos dos custos indicados no item 3,serão contabilizados em separado por usuário e a estes repassados, nos termos da Cláusula 11ª do Contrato de Concessão.


Segmento Refrigeração


Classes de Consumo Volume m³/mês Variável R$/m³ Variável R$/m³

1 Até 5.000,00 m³ 0,337979 0,384067

2 5.000,01 a 50.000,00 m³ 0,263029 0,298897

3 50.000,01 a 100.000,00 m³ 0,224885 0,255551

4 100.000,01 a 500.000,00 m³ 0,168152 0,191082

5 500.000,01 a 2.000.000,00 m³ 0,174198 0,197952

6 2.000.000,01 a 4.000.000,00 m³ 0,156618 0,177975

7 4.000.000,01 a 7.000.000,00 m³ 0,135651 0,154149

8 7.000.000,01 a 10.000.000,00

m³ 0,114681 0,130319

9 > 10.000.000,00 m³ 0,093225 0,105938

Notas:


Poder Calorífico Superior: 9.400 Kcal/m³ (39.348,400 kJ/m³ ou 10,932 kWh/m³)

Temperatura = 293,15º K (20º C) Pressão = 101.325 Pa (1 atm) 2) O custo do gás canalizado e do transporte (PGT) destinados a este segmento de R$

0,870057/m³, já considerados os valores dos tributos PIS/PASEP e da COFINS incidentes no fornecimento pela Concessionária, deve ser adicionado ao encargo Variável.


ANEXO 10.4 - LEGISLAÇÃO - EFICIÊNCIA ENERGÉTICA


Eficiência Energética

LEI Nº 10.295,

DE 17 DE

OUTUBRO DE

2001

E

DECRETO Nº

4.059, DE 19

DE

DEZEMBRO

DE 2001

Regulamenta a Lei no 10.295, de 17 de outubro de 2001, que dispõe sobre a Política Nacional de Conservação e Uso Racional de Energia, e dá outras providências.

(...)

Art. 1º - Os níveis máximos de consumo de energia, ou mínimos de eficiência energética, de máquinas e aparelhos consumidores de energia fabricados ou comercializados no País, bem como as edificações construídas, serão estabelecidos com base em indicadores técnicos e regulamentação específica a ser fixada nos termos deste Decreto, sob a coordenação do Ministério de Minas e Energia.

Art. 2º - Fica instituído Comitê Gestor de Indicadores e Níveis de Eficiência Energética – CGIEE.

(...)

Art. 15 º - Compete ao Grupo Técnico propor ao CGIEE:

I - a adoção procedimentos para avaliação da eficiência energética das edificações;

II - indicadores técnicos referenciais do consumo de energia das edificações para certificação de sua conformidade em relação à eficiência energética; e

III - requisitos técnicos para que os projetos de edificações a serem construídas no país atendam os indicadores mencionados no item anterior.

Eficiência Energética

LEI Nº 9.478, DE 6 DE AGOSTO DE 1997.

Dispõe sobre a política energética nacional, as atividades relativas ao monopólio do petróleo, institui o Conselho Nacional de Política Energética e a Agência Nacional do Petróleo e dá outras providências.

Art. 1º - As políticas nacionais para o aproveitamento racional das fontes de energia visarão aos seguintes objetivos:

(...)

IV - proteger o meio ambiente e promover a conservação de energia;

VI - incrementar, em bases econômicas, a utilização do gás natural;

(...)

Art. 50. O edital e o contrato estabelecerão que, nos casos de grande volume de produção, ou de grande rentabilidade, haverá o pagamento de uma participação



especial, a ser regulamentada em decreto do Presidente da República.

§ 1º A participação especial será aplicada sobre a receita bruta da produção, deduzidos os royalties, os investimentos na exploração, os custos operacionais, a depreciação e os tributos previstos na legislação em vigor.

§ 2º Os recursos da participação especial serão distribuídos na seguinte proporção:

(...)

II - 10% (dez por cento) ao Ministério do Meio Ambiente, destinados, preferencialmente, ao desenvolvimento das seguintes atividades de gestão ambiental relacionadas à cadeia produtiva do petróleo, incluindo as consequências de sua utilização:

(...)

c) novas práticas e tecnologias menos poluentes e otimização de sistemas de controle de poluição, incluindo eficiência energética e ações consorciadas para o tratamento de resíduos e rejeitos oleosos e outras substâncias nocivas e perigosas;

(...)


ANEXO 10.5 - LEGISLAÇÃO - PODER PÚBLICO MUNICIPAL


Uso de Bens Públicos Municipais e Galerias multi-utility

LEI Nº 13.614, DE 2 DE JULHO DE 2003

- Estabelece as diretrizes para a utilização das vias públicas municipais, inclusive dos respectivos subsolo e espaço aéreo, e das obras de arte de domínio municipal, para a implantação e instalação de equipamentos de infra-estrutura urbana destinados à prestação de serviços públicos e privados; delega competência ao Departamento de Controle de Uso de Vias Públicas da Secretaria de Infra-Estrutura Urbana para outorgar a permissão de uso; disciplina a execução das obras dela decorrentes, e dá outras providências.

“(...) fica delegada ao Departamento de Controle de Uso de Vias Públicas - CONVIAS, da Secretaria de Infra-Estrutura Urbana, competência para outorgar às pessoas jurídicas de direito público e privado permissão de uso, a título precário e oneroso, das vias públicas municipais, incluindo os respectivos subsolo e espaço aéreo, e das obras de arte de domínio municipal, para a implantação, instalação e passagem de equipamentos de infra-estrutura urbana destinados à prestação de serviços públicos e privados.”

Art. 1º - A política municipal de utilização (...) de infra-estrutura urbana destinados à prestação de serviços públicos ou privados, tem como diretrizes: “ I - a implantação de galerias técnicas e obras compartilhadas.”



Uso de Bens Públicos Municipais e Galerias multi-utility

DECRETO Nº 44.755, DE 18 DE MAIO DE 2004

Regulamenta disposições da Lei nº 13.614, de 2 de julho de 2003, que estabelece as diretrizes para a utilização das vias públicas municipais, inclusive dos respectivos subsolo e espaço aéreo, e das obras-de-arte de domínio municipal, para a implantação e instalação de equipamentos de infra-estrutura urbana, destinados à prestação de serviços públicos e privados, delega competência ao Departamento de Controle de Uso de Vias Públicas da Secretaria de Infra-Estrutura Urbana para outorgar a permissão de uso e disciplina a execução das obras dela decorrentes.

- Definição de galeria técnica, por onde pode ser implantada a rede de tubulação de calor:

“Galeria técnica: equipamento instalado no subsolo, destinado a abrigar equipamentos de infra-estrutura urbana de maneira ordenada, podendo abranger diferentes modalidades de serviços, dependendo de suas características.”

Uso de Bens Públicos Municipais

PORTARIA 107/ P /88, de 04/11/1.988

Dispõe sobre a necessidade de disciplinar a utilização de viadutos, pontes, pontilhões e outras obras da espécie, para a implantação de equipamentos de serviços de infra-estrutura urbana, prestados por entidades de

“A autorização para o uso de obras de arte, com vista à implantação de equipamentos de serviços de infra-estrutura urbana, será sempre a título precário, podendo ser cancelada, a qualquer tempo, desde que o interesse público exigir.”



direito público ou privado.


LEI ORGÂNICA - Promulgada em 04 de abril de 1990 e publicada no DOM de 06 de abril de 1990.

Lei Orgânica

“Art. 114 – Os bens municipais poderão ser utilizados por terceiros, mediante concessão, permissão, autorização e locação social, conforme o casoe o interesse público ou social, devidamente justificado, o exigir.”

“VIII - outorgar a permissão de uso em locais apropriados, inclusive vias e logradouros públicos, para os serviços de interesse da coletividade, nos termos a serem definidos em lei.”

“§ 4º - A permissão de uso, que poderá incidir sobre qualquer bem público, independe de licitação e será sempre por tempo indeterminado e formalizada por termo administrativo.”


LEI Nº 13.430, DE 13 DE SETEMBRO DE 2002 - PLANO DIRETOR ESTRATÉGICO

Plano Diretor Estratégico

“(...) promover e tornar mais eficientes, em termos sociais, ambientais, urbanísticos e econômicos, os investimentos dos setores público e privado.”

“permitir a participação da iniciativa privada em ações relativas ao processo de urbanização.”

“Promover a redução de consumo e o uso racional de energia elétrica.”

“Viabilização das instalações da rede elétrica e de iluminação pública em galerias técnicas no subsolo urbano.”

“Incentivar a pesquisa e o desenvolvimento de novas tecnologias, buscando



otimizar o uso dos recursos dos sistemas de infra-estrutura urbana.”

“Estabelecer mecanismos de gestão entre Município, Estado e União para serviços de interesse comum, tais como abastecimento de água, tratamento de esgotos, destinação final de lixo, energia e telefonia.”

“Áreas de Operação Urbana Consorciada: “Para a concretização das finalidades estabelecidas para as Áreas de Intervenção Urbana poderão ser desenvolvidas parcerias com os demais níveis de governo e com o setor privado.”


LEI Nº 14.023, DE 8 DE JULHO DE 2005 (VETADA)

Dispõe sobre a obrigatoriedade de tornar subterrâneo todo o cabeamento ora instalado no Município de São Paulo e dá outras providências.

“Ficam as concessionárias, empresas estatais e prestadores de serviço que operam com cabeamento na cidade de São Paulo obrigados a tornar subterrâneo o cabeamento ora existente.”

“Parágrafo único. Aplica-se o disposto nesta lei à rede elétrica, cabos telefônicos, TV a cabo e assemelhados.


PL: 392/01

Dispõe sobre a execução pelos agentes detentores de infra-estrutura, que fazem uso do espaço aéreo e superfície de vias públicas e das obras de arte de domínio municipal, de

“§ 4º Os agentes detentores de infra-estrutura devem observar o compartilhamento das galerias técnicas no subsolo e da infra-estrutura, de acordo com as normas dos órgãos federais reguladores dos setores de infra-estrutura”

“(...) os projetos de galeria técnica, deverão conter a previsão de uso compartilhado e serem submetidos à aprovação de órgão técnico municipal



galerias técnicas no subsolo e o remanejamento de suas instalações e equipamentos, e dá outras providências

competente.”

“Parágrafo único Os detentores de concessão, autorização ou permissão para a exploração de serviços públicos de energia elétrica, serviços de telecomunicações ou serviços de transporte dutoviário de petróleo, seus derivados e gás natural, e agentes detentores de infra-estrutura de modo geral, que utilizam ou pretendam utilizar as mesmas vias, deverão apresentar planos compatibilizados de remanejamento para uso compartilhado das galerias técnicas no subsolo e da infra-estrutura (...)”


DECRETO MUNICIPAL:35809 DE 16/01/96

Dispõe sobre permissão de uso, a título precário e oneroso, de trechos dos subsolos da Praça Alfredo Egydio de Souza Aranha e da Avenida Armando de Arruda Pereira, e dá outras providências.

“Fica permitido à Itaú Seguros S/A o uso, a titulo precário e oneroso, de trechos do subsolo da Praça Alfredo Egydio de Souza Aranha e da Avenida Armando de Arruda Pereira, para a interligação dos blocos de edifícios que integram o Centro Empresarial Itaú Conceição”


DECRETO Nº 47.510, DE 26 DE JULHO DE 2006

Dispõe sobre permissão de uso à Urbanizadora Continental S.A. Comércio, Empreendimentos e Participações, a título precário e oneroso, de área de propriedade municipal situada na Avenida Leão Machado, Distrito do Jaguaré, Subprefeitura da Lapa.

“Fica permitido à Urbanizadora Continental S.A. Comércio, Empreendimentos e Participações o uso, a título precário e oneroso, da área de propriedade municipal correspondente a trecho de subsolo da Avenida Leão Machado, no Distrito do Jaguaré, Subprefeitura da Lapa, para passagem subterrânea destinada exclusivamente à circulação de pedestres, ligando o Continental Shopping Center ao seu estacionamento, vedada sua utilização para quaisquer atividades comerciais, inclusive exposição de mercadorias.”




DECRETO N 38.139, 1 DE JULHO DE 1999

Dispõe sobre a permissão de uso das vias públicas e obras de arte do Município de São Paulo, para as finalidades que especifica, e da outras providências.

“1º - As diretrizes básicas a serem observadas quando do planejamento das atividades afetas a cada uma das entidades de direito publico ou privado, no que pertine à execução de obras ou serviços e disposição dos equipamentos urbanos nas vias publicas e obras de arte, serão estabelecidas através de normas complementares, que especificarão os documentos indispensáveis à instrução dos estudos técnicos elaborados pelas entidades e à apreciação da CONVIAS.”


LEI No 10.257, DE 10 DE JULHO DE 2001

Regulamenta os Arts. 182 e 183 da Constituição Federal, estabelece diretrizes gerais da política urbana e dá outras providências

XVI – isonomia de condições para os agentes públicos e privados na promoção de empreendimentos e atividades relativos ao processo de urbanização, atendido o interesse social.


LEI No 6.766, DE 19 DE DEZEMBRO DE 1979

Dispõe sobre o Parcelamento do Solo Urbano e dá outras Providências.

“Parágrafo único (...) abastecimento de água, serviços de esgotos, energia elétrica, coletas de águas pluviais, rede telefônica e gás canalizado.”


LEI No 10.932, DE 03 DE AGOSTO DE 2004.

Altera o art. 4o da Lei no 6.766, de 19 de dezembro de 1979, que "dispõe sobre o parcelamento do solo urbano e dá outras providências".

“§ 3º Se necessária, a reserva de faixa não-edificável vinculada a dutovias será exigida no âmbito do respectivo licenciamento ambiental, observados critérios e parâmetros que garantam a segurança da população e a proteção do meio ambiente, conforme estabelecido nas normas técnicas pertinentes."


RESOLUÇÃO CONJUNTA Nº 001, DE 24 DE

Aprova o Regulamento

Art. 4º. O agente que explora serviços públicos de energia elétrica, serviços de telecomunicações de interesse coletivo ou serviços de transporte dutoviário de petróleo, seus derivados e gás natural, tem direito a compartilhar infra-

http://legislacao.planalto.gov.br/legisla/legislacao.nsf/Viw_Identificacao/lei%2010.932-2004?OpenDocument



http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/LEIS/L6766.htm#art4§3



NOVEMBRO DE 1999.

Conjunto para Compartilhamento de Infra-estrutura entre os Setores de Energia Elétrica, Telecomunicações e Petróleo.

estrutura de outro agente de qualquer destes setores, de forma não discriminatória e a preços e condições justos e razoáveis, na forma deste Regulamento.

Código Civil “art. 99, III Bens dominicais - “Constituem o patrimônio das pessoas jurídicas de direito público, como objeto de direito pessoal ou real, de cada uma dessas entidades.”


LEI 13.688, DE 19

DE DEZEMBRO

DE 2003

Dispõe sobre concessão de serviço público, precedida de execução de obra pública, para construção de garagens subterrâneas e exploração de serviço de estacionamento de veículos, em áreas situadas nos Distritos da Sé e República, e no Parque Ibirapuera.

“Art. 1º - Fica o Executivo autorizado a conceder, mediante procedimento licitatório, a exploração de serviço de estacionamento de veículos, precedida de planejamento, construção e implantação das respectivas garagens subterrâneas, em áreas situadas nos Distritos da Sé e da República.” “Art. 4º - A concessionária será remunerada mediante a cobrança de tarifas aprovadas pelo Poder Público Municipal (...)” “Art. 15 - Caberá à Secretaria Municipal do Verde e do Meio Ambiente - SVMA a realização do procedimento licitatório, na modalidade concorrência pública, bem como a formalização do respectivo contrato.”


ANEXO 10.6 - LEGISLAÇÃO - MEIO AMBIENTE


Meio Ambiente LEI Nº 14.933, DE 5 DE JUNHO DE 2009

Institui a Política de Mudança do Clima no Município de São Paulo.

III - promoção do uso de energias renováveis e substituição gradual dos combustíveis fósseis por outros com menor potencial de emissão de gases de efeito estufa, excetuada a energia nuclear;

III - promoção e adoção de programas de eficiência energética e energias renováveis em edificações, indústrias e transportes;

Art. 14. As edificações novas a serem construídas no Município deverão obedecer critérios de eficiência energética, sustentabilidade ambiental, qualidade e eficiência de materiais, conforme definição em regulamentos específicos

Meio Ambiente PROJETO DE LEI Nº 0252-2007

Código Ambiental do Município de São Paulo

“Art. 89. O Poder Público, com vistas a garantir a observância das suas normas, critérios, limites de emissão e padrões de qualidade ambiental, poderá exigir de empreendimentos ou atividades potencialmente poluidores”

“Art. 100. A Política Municipal de controle da poluição atmosférica, deverá observar as seguintes diretrizes: I - exigência de adoção de tecnologia de processo industrial e de controle de emissão, de forma a assegurar a redução progressiva dos níveis de poluição;”

“II - melhoria na qualidade ou substituição dos combustíveis e otimização da eficiência do balanço energético;”

“III - implantação de procedimentos operacionais adequados, incluindo a implantação de programas de manutenção preventiva e corretiva dos equipamentos de controle da poluição.”

Meio Ambiente DECRETO Nº 8.468, de 08 DE

Aprova o Regulamento da Lei nº 997, de 31 de maio de

“Art. 20 - Para efeito de utilização e preservação do ar, o território do Estado de São Paulo fica dividido em 11 (onze) Regiões, denominadas Regiões de Controle


SETEMBRO DE 1976

1976, que dispõe sobre a prevenção e o controle da poluição do meio ambiente.

de Qualidade do Ar - RCQA. - Região da Grande São Paulo - RCQA 1;”

Meio Ambiente LEI Nº 13.798, DE 9 DE NOVEMBRO DE 2009

Institui a Política Estadual de Mudanças Climáticas - PEMC

“XV - promover um sistema de planejamento urbano sustentável de baixo impacto ambiental e energético, inclusive a identificação, estudo de suscetibilidade e proteção de áreas de vulnerabilidade indireta quanto à ocupação desordenada do território.”

“III - promover e cooperar para o desenvolvimento, aplicação, difusão e transferência de tecnologias, práticas e processos que controlem, reduzam ou previnam as emissões antrópicas de gases de efeito estufa não controlados pelo Protocolo de Montreal em todos os setores pertinentes, inclusive nos setores de energia, transportes, indústria, agropecuária, silvicultura e administração de resíduos.”

“XXVII - adequação da matriz energética, dentre outros instrumentos, por meio de:

a) melhoria da qualidade dos combustíveis;

b) transição para fontes menos impactantes;

c) conservação de energia.”

Meio Ambiente Lei Estadual Nº 9.509/97, de 20 de março de 1997

Esta lei estabelece a Política Estadual do Meio Ambiente, seus objetivos, mecanismos de formulação e aplicação e constitui o Sistema Estadual de Administração da Qualidade Ambiental

Meio Ambiente LEI ESTADUAL Nº 997, DE 31 DE MAIO DE 1976

Dispõe sobre o controle da poluição do meio ambiente.


Meio Ambiente DECRETO Nº 52.209, DE 24 DE MARÇO DE 2011DOC-SP de 25/03/2011

Dispões sobre grupos motogeradoresde propriedades públicas ou privadas, estes devendo ser convertidos por equipamentos movidos a combustível menos poluente que o óleo diesel.

“Art. 2º - As edificações públicas ou privadas que utilizem grupos motogeradores deverão convertê-los ou utilizar equipamentos movidos a combustível menos poluente que o óleo diesel ou adaptar filtros ou outros acessórios que reduzam a poluição, observado, quando houver, percentual que venha a ser estabelecido pelo órgão ambiental competente”.


ANEXO 10.7 - EXEMPLO DE ANÁLISE MULTICRITERIAL PARA O

PLANEJAMENTO DA COGERAÇÃO

A integração de diferentes fatores espacializados em diferentes formatos e oriundos de

diferentes fontes, em um único plano de informação de potencialidade de instalação de

empreendimentos pode ser realizada por uma abordagem multicriterial através da lógica

fuzzy. Essa lógica tem a capacidade de considerar em sua análise dados numéricos e

conhecimento linguístico de forma conjunta.

A lógica fuzzy permite que sejam estabelecidas classes com a mesma escala de valores,

possibilitando a avaliação integrada. De forma concomitante, os diferentes layers são

convertidos em uma matriz padronizada, onde cada quadrícula ou “pixel” para a área de

estudo terá o peso definido em relação a cada variável considerada, por exemplo, o valor

do solo urbano, distância das redes de distribuição de gás, presença de impeditivos

ambientais, entre outros.

As notas são definidas por uma equipe multidisciplinar, sendo que os valores atribuídos

para cada quadrícula em relação às diversas variáveis são integrados em uma única

nota. Assim, um mapa é gerado para a região de estudo, indicando as áreas potencias

para implantação do empreendimento. É importante destacar que esse método possibilita

a livre determinação dos pesos para cada variável e a utilização das camadas de

interesse, o que permite múltiplas avaliações com ênfase em determinado fator.

No presente estudo piloto, não foi aplicada a análise multicritério devido à falta de dados.

Entretanto, o resumo de um trabalho onde esta análise é aplicada é apresentado no item

seguinte, onde a etapa de avaliação multicritério é apresentada, permitindo melhor

compreensão do procedimento.

Ordenamento de áreas por lógica fuzzy e análise multicritério: estudo de caso

Este estudo se divide na parte de geoprocessamento e na parte de análise multicritério,

cujo objetivo é a identificação de áreas propícias à expansão industrial. Na parte de

geoprocessamento, uma série de dados espacializados são avaliados no que se refere a

restrições e impeditivos aos empreendimentos em questão. Tais restrições foram

principalmente de ordem ambiental e legal (zoneamentos). O procedimento consiste em

eliminar progressivamente as áreas com impeditivos de qualquer natureza, resultando em

um mapeamento onde constam apenas áreas disponíveis. A Figura 32 exemplifica o

aspecto do mapeamento de áreas disponíveis após a passagem por uma etapa de

eliminação por impeditivos.


Figura 32 – Representação das áreas disponíveis após uma das etapas de eliminação

O resultado é um número reduzido de áreas com nenhum impeditivo. Nessas áreas foi

feito uma hierarquização, com base em novos critérios. É neste ponto que entra a análise

multicriterial. Cada área foi avaliada com relação a meio ambiente e infra-estrutura.

Considerando que cada um destes possui diferentes formas de apresentação de dados,

procedimentos que utilizam a lógica fuzzy ou nebulosa como base foram adotados.

Os sistemas fuzzy consistem em elevar o raciocínio além do verdadeiro (1) e falso (0)

imposto pela lógica tradicional, definindo intervalos entre estes dois limites. Este conceito

inicia-se com a entrada dos dados para a etapa de fuzzificação; em seguida, os dados

fuzzificados passam por um processo de inferência para estabelecer a relação entre as

variáveis, sendo possível verificar o conjunto de regras a ser aplicado para resolver o

impasse. Finalmente, todos os dados submetidos a este processo passam pela

desfuzzificação obtendo, assim, o valor numérico desta variável (Figura 33).


Figura 33 – Processo de fuzzificação de uma variável

Para proceder à hierarquização, inicialmente são definidas as variáveis de interesse que

são empregadas na metodologia, sendo elas: distância dos principais cursos d’água,

geomorfologia, distância das principais rodovias, distância de refinarias, declividade e

distância das subestações de energia elétrica.

Em seguida, verificam-se quais são os parâmetros de natureza qualitativa e aqueles

definidos como quantitativos, pois os primeiros não passam pela primeira etapa de

fuzzificação, passando diretamente para a inferência. Como exemplo, será descrito o

processo de fuzzificação utilizado na variável distância das principais rodovias para

determinada área.

Essa variável foi classificada em quatro categorias: próxima, para distâncias até 100 m,

regular, entre 100 e 500 m, longe, entre 500 e 1000 m, e muito longe, para distâncias

acima de 1000 m. A classificação permite o estabelecimento dos graus de pertinência,

que são representados pelas porcentagens da área em cada categoria. No caso da área

em questão, por exemplo, obtiveram-se as seguintes porcentagens: 3,33% (próximo),

65,74% (regular), 30,93% (longe) e 0% (muito longe).

A próxima etapa é definir as regras de saída cruzando as informações qualitativas

fuzzificadas com as expressões do tipo: ótimo, bom, médio e ruim, gerando matrizes por

meio dos graus de pertinência. Finalmente, com as notas de saída estimadas por equipe

multidisciplinar, é possível fazer uma ponderação dos critérios e dar uma nota final para

cada área analisada. A Tabela 11 resume o resultado das etapas descritas para todos os

parâmetros citados.


Tabela 11 – Resultado do método de seleção de áreas por lógica fuzzy e análise

multicriterial

Áreas Recursos Hídricos

Geomor-fologia

Dist. de Rodovias

Dist. de refinarias

Declividade Subestações Nota Final

Ponderação 30% 15% 20% 12% 10% 13% 100%

Área 1 5,09 3,59 5,99 1 10 10 5,68

Área 2 1,6 3,13 4,09 1 7,31 6 3,4

Área 3 1,82 4,94 4,83 1 8,84 6 4,04

Área 4 1 3,1 5,55 1 9,96 2 3,25

Área 5 1 5,01 6,39 1 8,34 2 3,54

Área 6 1 4,49 4,04 1 7,48 2 2,91

Assim, pelo ordenamento das áreas, torna-se claro que a área 1 apresenta melhor

aptidão referentes às questões ambientais e estruturais.

Este exemplo de seleção de áreas mostra a eficiência destes procedimentos que quando

uma série de variáveis espaciais deve ser levada em consideração. Esta técnica permite

construir um quadro espacial consistente onde podem ser colocados casos e opiniões

diversas.

Nos últimos tempos, o uso da análise espacial e multicriterial para tomada de decisão em

meios empresariais é crescente, inclusive com surgimento nos meios acadêmico de

linhas de pesquisa nesta área, como o Center for Business GIS and Spatial Analysis, da

Universidade de Redlands – Califórnia, o que denota a migração dessas técnicas do meio

acadêmico para a área aplicada de negócios e planejamento.

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