O Ministério de Minas e Energia abriu nesta terça-feira consulta pública sobre proposta para cálculo em base horária do preço spot da energia elétrica, ou Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), segundo portaria da pasta no Diário Oficial da União.
A consulta, que receberá contribuições de interessados por um prazo de 30 dias, vem em meio à meta do governo de estabelecer o cálculo do preço spot de forma horária a partir de janeiro de 2020. Atualmente, os preços são definidos em base semanal.
O ministério disponibilizará em seu portal na internet documentação técnica de um grupo de trabalho criado para tratar do chamado modelo computacional Dessem, que fará o cálculo dos preços, e de critérios para sua adoção e para a formação do preço.
As discussões sobre a metodologia para o preço horário vinham ocorrendo até agora no âmbito da Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico (Cepamp), um órgão técnico do Ministério de Minas e Energia.
Confira a portaria sobre a consulta pública no Diário Oficial da União: http://www.in.gov.br/web/dou/-/portaria-n%C2%BA-219-de-29-de-abril-de-2019-85957512
Leia mais em: https://extra.globo.com/noticias/economia/governo-abre-consulta-publica-sobre-preco-spot-horario-para-energia-eletrica-23631762.html
terça-feira, 30 de abril de 2019
segunda-feira, 29 de abril de 2019
Energia é elemento crítico para modernizar infraestrutura, diz economista
Para o economista Carlos Langoni, assim como ocorreu nos EUA, a oferta da energia barata do gás natural pode tornar as empresas brasileiras mais competitivas no mercado internacional e gerar uma nova revolução industrial no Brasil.
Mas o novo ciclo só será possível se a Petrobras perder o monopólio e houver a competição, como querem diversos setores do governo. O objetivo, segundo o ministro Paulo Guedes (Economia) é promover um "choque de energia barata".
O Cade (Conselho Administrativo de Defesa Econômica) será o epicentro do processo de derrubada do preço do gás anunciado pelos ministros Paulo Guedes (Economia) e Bento Albuquerque (Minas e Energia).
Diante de resistências internas da Petrobras, caberá ao órgão de defesa da concorrência abrir negociação com a estatal para a venda de ativos ou a liberação de acesso à infraestrutura de transporte do combustível.
*
Pergunta - Dizem que o sr. foi mentor da ideia de reduzir o preço do gás, apresentou ao ministro Paulo Guedes e ele abraçou. O que sr. visualizou?
Carlos Langoni - Tenho conversado com Paulo, desde que assumiu o Ministério da Economia. A área em que me dedico com mais profundidade é buscar estratégias para a abertura comercial, que chamo de reforma esquecida.
Mas, para implementar uma abertura e alavancar a economia, é necessário ter algumas precondições.
A reforma da Previdência, para dar sustentabilidade ao fiscal, a reforma tributária, para eliminar ineficiências que limitam o investimento, a modernização da infraestrutura -e dentro dessa modernização um elemento crítico é o custo da energia.
P - Como o gás pode reduzir esse custo?
CL - Vai haver um grande aumento na oferta, associada à produção do pré-sal. Fui olhar o setor. O marco regulatório cria distorções e penaliza todo o setor produtivo.
A Petrobras praticamente controla a totalidade de oferta. Na distribuição, a Constituição vem sendo interpretada, na minha opinião de forma equivocada, e cria monopólios também na distribuição nos estados. O setor é um caso absurdamente clássico de sobreposição de monopólios, que precisa ser revisto.
P - Dá para dimensionar os efeitos?
CL - A queda no preço do gás nos Estados Unidos produziu uma nova revolução industrial. No Brasil, a produção vai passar de 60 milhões de metros cúbicos por dia para 160 milhões nos próximos quatro, cinco anos. É o momento ideal para o Brasil abrir o mercado.
A Petrobras poderia ceder 50% do mercado para uma multiplicidade de outras empresas, favorecendo setores como petroquímica, cerâmica, siderurgia e mineração.
Leia mais em: https://gauchazh.clicrbs.com.
Mas o novo ciclo só será possível se a Petrobras perder o monopólio e houver a competição, como querem diversos setores do governo. O objetivo, segundo o ministro Paulo Guedes (Economia) é promover um "choque de energia barata".
O Cade (Conselho Administrativo de Defesa Econômica) será o epicentro do processo de derrubada do preço do gás anunciado pelos ministros Paulo Guedes (Economia) e Bento Albuquerque (Minas e Energia).
Diante de resistências internas da Petrobras, caberá ao órgão de defesa da concorrência abrir negociação com a estatal para a venda de ativos ou a liberação de acesso à infraestrutura de transporte do combustível.
*
Pergunta - Dizem que o sr. foi mentor da ideia de reduzir o preço do gás, apresentou ao ministro Paulo Guedes e ele abraçou. O que sr. visualizou?
Carlos Langoni - Tenho conversado com Paulo, desde que assumiu o Ministério da Economia. A área em que me dedico com mais profundidade é buscar estratégias para a abertura comercial, que chamo de reforma esquecida.
Mas, para implementar uma abertura e alavancar a economia, é necessário ter algumas precondições.
A reforma da Previdência, para dar sustentabilidade ao fiscal, a reforma tributária, para eliminar ineficiências que limitam o investimento, a modernização da infraestrutura -e dentro dessa modernização um elemento crítico é o custo da energia.
P - Como o gás pode reduzir esse custo?
CL - Vai haver um grande aumento na oferta, associada à produção do pré-sal. Fui olhar o setor. O marco regulatório cria distorções e penaliza todo o setor produtivo.
A Petrobras praticamente controla a totalidade de oferta. Na distribuição, a Constituição vem sendo interpretada, na minha opinião de forma equivocada, e cria monopólios também na distribuição nos estados. O setor é um caso absurdamente clássico de sobreposição de monopólios, que precisa ser revisto.
P - Dá para dimensionar os efeitos?
CL - A queda no preço do gás nos Estados Unidos produziu uma nova revolução industrial. No Brasil, a produção vai passar de 60 milhões de metros cúbicos por dia para 160 milhões nos próximos quatro, cinco anos. É o momento ideal para o Brasil abrir o mercado.
A Petrobras poderia ceder 50% do mercado para uma multiplicidade de outras empresas, favorecendo setores como petroquímica, cerâmica, siderurgia e mineração.
Leia mais em: https://gauchazh.clicrbs.com.
sexta-feira, 26 de abril de 2019
Investimento de R$ 3,5 bilhões em energia limpa em Pernambuco
Pernambuco irá sediar o complexo solar fotovoltaico, considerado o maior do país. O investimento será de R$ 3,5 bilhões e deverá gerar, apenas no período de construção, cerca de mil postos de trabalho diretos. O acordo para o empreendimento ficar no estado foi selado pelo governador Paulo Câmara e o secretário estadual de Desenvolvimento Econômico, Bruno Schwambach, durante reunião realizada ontem com o presidente da Solatio Energia, Pedro Vaquer Brunet, e Elvira Damau, sócia da empresa, responsável pelo aporte financeiro do complexo.
Localizado em São José do Belmonte (distante 474 km do Recife), o complexo fotovoltaico terá sete usinas, com capacidade instalada para gerar 1.100 Megawatts (MW) e perspectiva de entrar em operação comercial no início de 2021, com plena operação em 2022. O parque da Solatio foi projetado para ser o maior em território nacional e uma das principais referências no mundo. As obras serão iniciadas no primeiro bimestre de 2021, e a expectativa da empresa é contratar 400 trabalhadores somente nas proximidades do empreendimento.
“É um investimento que dialoga com o que a gente quer, que é a energia limpa. Um investimento importante em um momento difícil, quando ninguém está investindo, e a Solatio está vindo a Pernambuco, gerando emprego e renda. Nós estamos sempre dialogando com empresas e investidores, que têm a certeza de que o nosso estado os ajudará a avançar em seus projetos”, destacou o governador Paulo Câmara.
Já Schwambach ressaltou que o estado está preparado para receber o empreendimento por conta dos investimentos de infraestrutura que estão sendo realizados. “Temos buscado ativamente os empreendedores, seja para participar dos leilões ou implantar projetos mirando o mercado livre. Dentro do nosso programa de energia, é preciso destacar o Atlas Eólico e Solar, um mapeamento feito especificamente ao investidor, que mostra o potencial de Pernambuco para geração de energia através de fontes renováveis. Fora isso, o governo estadual tem incentivado a geração distribuída com o PE Solar”, observou o secretário.
De acordo com informações do governo de Pernambuco, o conjunto de investimentos previstos, a ser distribuído numa área de 2.270 hectares, está em sintonia com o plano de longo prazo lançado pelo estado, ainda em 2013, quando promoveu o primeiro leilão de energia solar do país, precedendo, inclusive, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
A Solatio Energia conta com 20 anos de experiência no setor fotovoltaico e, atualmente, trabalha com projetos que representam investimentos da ordem de R$ 16 bilhões no Brasil. A empresa atua no país desde 2009 e hoje executa projetos solares na América Latina. Até agora foram 6,6 GW produzido, totalizando 14.591.302 MWh em energia gerada. No final de 2017, a empresa foi vencedora de dois dos cinco projetos de usinas solares anunciados para Pernambuco dentro do leilão de energia A-4, realizado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). “Dos 1,1 mil megawatts-pico, 80 mwp correspondem ao leilão que vencemos em dezembro de 2017, com previsão de entrarmos em operação em janeiro de 2021. Os restantes são fruto de um contrato no mercado livre”, disse o presidente da empresa, Pedro Vaquer Brunet.
Leia mais em: https://www.diariodepernambuco.com.br/app/noticia/economia/2019/04/25/internas_economia,785386/investimento-de-r-3-5-bilhoes-em-energia-limpa-em-pernambuco.shtml
Localizado em São José do Belmonte (distante 474 km do Recife), o complexo fotovoltaico terá sete usinas, com capacidade instalada para gerar 1.100 Megawatts (MW) e perspectiva de entrar em operação comercial no início de 2021, com plena operação em 2022. O parque da Solatio foi projetado para ser o maior em território nacional e uma das principais referências no mundo. As obras serão iniciadas no primeiro bimestre de 2021, e a expectativa da empresa é contratar 400 trabalhadores somente nas proximidades do empreendimento.
“É um investimento que dialoga com o que a gente quer, que é a energia limpa. Um investimento importante em um momento difícil, quando ninguém está investindo, e a Solatio está vindo a Pernambuco, gerando emprego e renda. Nós estamos sempre dialogando com empresas e investidores, que têm a certeza de que o nosso estado os ajudará a avançar em seus projetos”, destacou o governador Paulo Câmara.
Já Schwambach ressaltou que o estado está preparado para receber o empreendimento por conta dos investimentos de infraestrutura que estão sendo realizados. “Temos buscado ativamente os empreendedores, seja para participar dos leilões ou implantar projetos mirando o mercado livre. Dentro do nosso programa de energia, é preciso destacar o Atlas Eólico e Solar, um mapeamento feito especificamente ao investidor, que mostra o potencial de Pernambuco para geração de energia através de fontes renováveis. Fora isso, o governo estadual tem incentivado a geração distribuída com o PE Solar”, observou o secretário.
De acordo com informações do governo de Pernambuco, o conjunto de investimentos previstos, a ser distribuído numa área de 2.270 hectares, está em sintonia com o plano de longo prazo lançado pelo estado, ainda em 2013, quando promoveu o primeiro leilão de energia solar do país, precedendo, inclusive, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
A Solatio Energia conta com 20 anos de experiência no setor fotovoltaico e, atualmente, trabalha com projetos que representam investimentos da ordem de R$ 16 bilhões no Brasil. A empresa atua no país desde 2009 e hoje executa projetos solares na América Latina. Até agora foram 6,6 GW produzido, totalizando 14.591.302 MWh em energia gerada. No final de 2017, a empresa foi vencedora de dois dos cinco projetos de usinas solares anunciados para Pernambuco dentro do leilão de energia A-4, realizado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). “Dos 1,1 mil megawatts-pico, 80 mwp correspondem ao leilão que vencemos em dezembro de 2017, com previsão de entrarmos em operação em janeiro de 2021. Os restantes são fruto de um contrato no mercado livre”, disse o presidente da empresa, Pedro Vaquer Brunet.
Leia mais em: https://www.diariodepernambuco.com.br/app/noticia/economia/2019/04/25/internas_economia,785386/investimento-de-r-3-5-bilhoes-em-energia-limpa-em-pernambuco.shtml
quinta-feira, 25 de abril de 2019
Consumo de energia cresce 1,5% em abril
Dados preliminares de medição dos valores médios coletados entre os dias 1º e 15 de abril indicam um crescimento de 1,5% no consumo de energia elétrica no país, quando comparados ao mesmo período de 2018. As informações são do boletim InfoMercado Semanal Dinâmico, da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, que traz dados prévios de geração e consumo de energia, além da posição contratual líquida atual dos consumidores livres e especiais.
O consumo no Sistema Interligado Nacional – SIN atingiu 64.107 MWmédios, frente aos 63.162 MWmédios no mesmo período do ano passado.
O Ambiente de Contratação Regulada – ACR (cativo), no qual os consumidores são atendidos pelas distribuidoras (onde estão inseridos os consumidores residenciais, comerciais, industriais, rurais, serviços, iluminação pública e outros), apresentou crescimento no consumo de 1,9% em relação a abril de 2018, considerando a mudança de clientes cativos para o Ambiente de Contratação Livre – ACL. Excluindo o impacto das migrações, o ACR registraria aumento de 3,4%.
Já no Ambiente de Contratação Livre – ACL no qual as empresas compram energia diretamente dos fornecedores (como consumidores de atividade industrial/comercial/serviços), teve elevação de 0,6%, em relação ao mesmo período do ano passado. Eliminando o impacto da migração de novas cargas, o ACL apresentaria queda de 3,0%, na mesma comparação. Os consumidores livres apresentaram redução de 1,8%, já os especiais aumentaram em 13,4%, influenciados por esta migração. Suprimindo tal efeito, observa-se queda de 3,8% para os livres e aumento de 3,0% para os especiais. Os autoprodutores diminuíram seu consumo em 7,7%.
Os segmentos da indústria avaliados pela CCEE, incluindo dados de autoprodutores, varejistas, consumidores livres e especiais, que registraram maior crescimento de consumo foram: transporte (23,7%), alimentícios (12,8%) e Manufaturados Diversos (11,7%). Ao excluirmos a migração para o ACL, verificamos para os mesmos ramos: alimentícios (5,3%), manufaturados diversos (5,2%) e transporte (4,8%).
Leia mais em: https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/noticias-opiniao/noticias/noticialeitura?contentid=CCEE_647201&_afrLoop=755774383841364&_adf.ctrl-state=2189l9zk1_46#!%40%40%3Fcontentid%3DCCEE_647201%26_afrLoop%3D755774383841364%26_adf.ctrl-state%3D2189l9zk1_50
O consumo no Sistema Interligado Nacional – SIN atingiu 64.107 MWmédios, frente aos 63.162 MWmédios no mesmo período do ano passado.
O Ambiente de Contratação Regulada – ACR (cativo), no qual os consumidores são atendidos pelas distribuidoras (onde estão inseridos os consumidores residenciais, comerciais, industriais, rurais, serviços, iluminação pública e outros), apresentou crescimento no consumo de 1,9% em relação a abril de 2018, considerando a mudança de clientes cativos para o Ambiente de Contratação Livre – ACL. Excluindo o impacto das migrações, o ACR registraria aumento de 3,4%.
Já no Ambiente de Contratação Livre – ACL no qual as empresas compram energia diretamente dos fornecedores (como consumidores de atividade industrial/comercial/serviços), teve elevação de 0,6%, em relação ao mesmo período do ano passado. Eliminando o impacto da migração de novas cargas, o ACL apresentaria queda de 3,0%, na mesma comparação. Os consumidores livres apresentaram redução de 1,8%, já os especiais aumentaram em 13,4%, influenciados por esta migração. Suprimindo tal efeito, observa-se queda de 3,8% para os livres e aumento de 3,0% para os especiais. Os autoprodutores diminuíram seu consumo em 7,7%.
Os segmentos da indústria avaliados pela CCEE, incluindo dados de autoprodutores, varejistas, consumidores livres e especiais, que registraram maior crescimento de consumo foram: transporte (23,7%), alimentícios (12,8%) e Manufaturados Diversos (11,7%). Ao excluirmos a migração para o ACL, verificamos para os mesmos ramos: alimentícios (5,3%), manufaturados diversos (5,2%) e transporte (4,8%).
Leia mais em: https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/noticias-opiniao/noticias/noticialeitura?contentid=CCEE_647201&_afrLoop=755774383841364&_adf.ctrl-state=2189l9zk1_46#!%40%40%3Fcontentid%3DCCEE_647201%26_afrLoop%3D755774383841364%26_adf.ctrl-state%3D2189l9zk1_50
quarta-feira, 24 de abril de 2019
Uso de energia renovável cresce, mas não impede recorde histórico de emissão de CO2
O uso de fontes renováveis de energia cresceu 7% em 2018, segundo o relatório anual da Agência Internacional de Energia (IEA) recém-divulgado. O aumento da demanda global por essas fontes foi equivalente a todo o consumo de energia elétrica no Brasil, na casa dos 450 TWh (terawatt-hora, ou a mil vezes um gigawatt-hora).
As fontes solar fotovoltaica, eólica e hídrica de energia representaram, cada uma, algo próximo de um terço do crescimento da energia renovável no ano passado. A bioenergia, gerada a partir de materiais orgânicos, representou os cerca de 5% restantes.
Mas, apesar da maior demanda pela energia renovável, esta ainda respondeu por uma parte menor (45%) do aumento da oferta energética global no ano passado. O restante é gerado por queima de carvão, outros combustíveis fósseis e gás natural.
A energia solar fotovoltaica foi a modalidade cuja demanda mais cresceu (em termos proporcionais) em 2018, segundo a IEA. Com alta de 31% no ano passado, ela dobrou sua capacidade instalada em apenas três anos, chegando agora a 534 GW. Deste total, 44 GW foram adicionados só pela China ano passado. O Brasil tem, ao todo, 2 GW de capacidade instalada para produção de energia solar fotovoltaica, e vem aumentando rapidamente sua participação nesse mercado.
Crescendo menos aceleradamente (12% em 2018), a energia eólica manteve ritmo semelhante ao visto no ano anterior, segundo a IEA. Mais popular no Brasil, que tem 14 GW de capacidade instalada em turbinas movidas pelo vento, essa fonte de energia também foi impulsionada pela China, que instalou mais 5 GW de capacidade de produção, chegando a 20 GW.
Já a energia hidrelétrica, a mais utilizada por aqui, teve crescimento bem mais modesto no mundo todo — de apenas 3%. Ainda assim, trata-se da maior fonte de energia renovável, responsável por 60% de toda energia gerada a partir desses recursos.
Emissões de CO2 atingem recorde
Apesar dos números aparentemente favoráveis, a energia renovável ainda representa apenas um quarto de todo o consumo global. Considerado por ambientalistas o meio mais poluente de geração de energia, o carvão ainda é responsável pela maior parte da eletricidade gerada, e seu uso continuou crescendo em 2018.
Também por isso, apesar da adoção cada vez maior de fontes renováveis de energia, as emissões de CO2 relacionadas ao setor energético atingiram em 2018 o recorde histórico de 33,1 Gigatoneladas (GT) de dióxido de carbono — composto cuja presença no ar é considerada um dos maiores causadores do aquecimento global.
Tais emissões cresceram 1,7% no ano passado, a maior taxa vista desde 2013. Somente o CO2 adicionado no período, em relação a 2017, equivale a toda poluição gerada pela aviação internacional.
O uso das termelétricas cresceu 0,7% no ano passado, segundo a IEA, e fez com que o carvão respondesse por mais de 10 GT das emissões de CO2 — quase um terço do total.
Enquanto Estados Unidos e Europa reduziram sua dependência do carvão, a China, apesar de ter intensificado a sua troca por fontes de energia mais sustentáveis, ainda aumentou o uso das usinas à base de carvão em 5,3%.
Somadas todas as fontes geradoras, o consumo de energia subiu 2,3% em 2018, impulsionado por um crescimento econômico mais robusto que o visto nos anos anteriores.
Ranking
Veja abaixo o ranking das fontes de energia mais usadas para a geração de eletricidade em 2018:
1 - Carvão (38% do total)
2 - Gás (23%)
3 - Hídrica (16%)
4 - Nuclear (10%)
5 - Vento/energia eólica (5%)
6 - Bioenergia e petróleo (3%)
7 - Solar fotovoltaica (2%)
Leia mais em: https://epocanegocios.globo.com/Economia/noticia/2019/04/uso-de-energia-renovavel-cresce-mas-nao-impede-recorde-historico-de-emissao-de-co2.html
As fontes solar fotovoltaica, eólica e hídrica de energia representaram, cada uma, algo próximo de um terço do crescimento da energia renovável no ano passado. A bioenergia, gerada a partir de materiais orgânicos, representou os cerca de 5% restantes.
Mas, apesar da maior demanda pela energia renovável, esta ainda respondeu por uma parte menor (45%) do aumento da oferta energética global no ano passado. O restante é gerado por queima de carvão, outros combustíveis fósseis e gás natural.
A energia solar fotovoltaica foi a modalidade cuja demanda mais cresceu (em termos proporcionais) em 2018, segundo a IEA. Com alta de 31% no ano passado, ela dobrou sua capacidade instalada em apenas três anos, chegando agora a 534 GW. Deste total, 44 GW foram adicionados só pela China ano passado. O Brasil tem, ao todo, 2 GW de capacidade instalada para produção de energia solar fotovoltaica, e vem aumentando rapidamente sua participação nesse mercado.
Crescendo menos aceleradamente (12% em 2018), a energia eólica manteve ritmo semelhante ao visto no ano anterior, segundo a IEA. Mais popular no Brasil, que tem 14 GW de capacidade instalada em turbinas movidas pelo vento, essa fonte de energia também foi impulsionada pela China, que instalou mais 5 GW de capacidade de produção, chegando a 20 GW.
Já a energia hidrelétrica, a mais utilizada por aqui, teve crescimento bem mais modesto no mundo todo — de apenas 3%. Ainda assim, trata-se da maior fonte de energia renovável, responsável por 60% de toda energia gerada a partir desses recursos.
Emissões de CO2 atingem recorde
Apesar dos números aparentemente favoráveis, a energia renovável ainda representa apenas um quarto de todo o consumo global. Considerado por ambientalistas o meio mais poluente de geração de energia, o carvão ainda é responsável pela maior parte da eletricidade gerada, e seu uso continuou crescendo em 2018.
Também por isso, apesar da adoção cada vez maior de fontes renováveis de energia, as emissões de CO2 relacionadas ao setor energético atingiram em 2018 o recorde histórico de 33,1 Gigatoneladas (GT) de dióxido de carbono — composto cuja presença no ar é considerada um dos maiores causadores do aquecimento global.
Tais emissões cresceram 1,7% no ano passado, a maior taxa vista desde 2013. Somente o CO2 adicionado no período, em relação a 2017, equivale a toda poluição gerada pela aviação internacional.
O uso das termelétricas cresceu 0,7% no ano passado, segundo a IEA, e fez com que o carvão respondesse por mais de 10 GT das emissões de CO2 — quase um terço do total.
Enquanto Estados Unidos e Europa reduziram sua dependência do carvão, a China, apesar de ter intensificado a sua troca por fontes de energia mais sustentáveis, ainda aumentou o uso das usinas à base de carvão em 5,3%.
Somadas todas as fontes geradoras, o consumo de energia subiu 2,3% em 2018, impulsionado por um crescimento econômico mais robusto que o visto nos anos anteriores.
Ranking
Veja abaixo o ranking das fontes de energia mais usadas para a geração de eletricidade em 2018:
1 - Carvão (38% do total)
2 - Gás (23%)
3 - Hídrica (16%)
4 - Nuclear (10%)
5 - Vento/energia eólica (5%)
6 - Bioenergia e petróleo (3%)
7 - Solar fotovoltaica (2%)
Leia mais em: https://epocanegocios.globo.com/Economia/noticia/2019/04/uso-de-energia-renovavel-cresce-mas-nao-impede-recorde-historico-de-emissao-de-co2.html
quinta-feira, 18 de abril de 2019
ONS: previsão de vazões aumentam em todo o país
A terceira revisão semanal do programa mensal de operação para abril apresentou aumento na previsão de vazões para o período em todo o país. No Nordeste está o único volume de energia natural afluente afastado da média histórica, aumentou de 53% para 57%. No Sudeste/Centro Oeste a estimativa é de encerrar abril em 99% da média de longo termo, no Sul é de 100% e no Norte de 101% da média.
Já a previsão de carga mensal continua no mesmo patamar de expansão quando comparado ao mesmo mês do ano passado com 1,6% de crescimento. Se essa previsão se confirmar chegará a 68.526 MW médios. Essa estimativa reflete a perspectiva de crescimento de 1,8% da demanda no SE/CO, de 3,9% no NE e quedas de 0,5% no Sul e de 0,2% no Norte.
Seguindo as vazões, a projeção de armazenamento operativo dos reservatórios voltou a acelerar o replecionamento dos volumes quando comparado ao esperado sete dias atrás. Nas novas expectativas do Operador do Sistema Elétrico são de 46,1% no SE/CO, de 42,8% no Sul, 57,6% no NE e de 71% no Norte.
Assim como nas últimas semanas o valor do custo marginal de operação para a semana que se inicia no próximo sábado, 20 de abril, mantém equalizado os valores no SE/CO e Sul e do NE e Norte. Os dois primeiros caíram 9,4% para R$ 164,89/MWh sendo R$ 168,59/MWh no patamar pesado, R$ 0,02 a menos no médio e R$ 160,83/MWh no leve. Já nos dois outros submercados continuam zerados os valores.
A programação de despacho térmico a partir do próximo sábado recuou ante esta semana. O volume estabelecido é de 4.249 MW médios. O maior montante ainda é por inflexibilidade com 2.786 MW médios, outros 1.170 MW médios são por ordem de mérito e 293 MW médios por restrição elétrica.
Leia mais em:https://www.canalenergia.com.br/noticias/53096623/ons-previsao-de-vazoes-aumentam-em-todo-o-pais
Já a previsão de carga mensal continua no mesmo patamar de expansão quando comparado ao mesmo mês do ano passado com 1,6% de crescimento. Se essa previsão se confirmar chegará a 68.526 MW médios. Essa estimativa reflete a perspectiva de crescimento de 1,8% da demanda no SE/CO, de 3,9% no NE e quedas de 0,5% no Sul e de 0,2% no Norte.
Seguindo as vazões, a projeção de armazenamento operativo dos reservatórios voltou a acelerar o replecionamento dos volumes quando comparado ao esperado sete dias atrás. Nas novas expectativas do Operador do Sistema Elétrico são de 46,1% no SE/CO, de 42,8% no Sul, 57,6% no NE e de 71% no Norte.
Assim como nas últimas semanas o valor do custo marginal de operação para a semana que se inicia no próximo sábado, 20 de abril, mantém equalizado os valores no SE/CO e Sul e do NE e Norte. Os dois primeiros caíram 9,4% para R$ 164,89/MWh sendo R$ 168,59/MWh no patamar pesado, R$ 0,02 a menos no médio e R$ 160,83/MWh no leve. Já nos dois outros submercados continuam zerados os valores.
A programação de despacho térmico a partir do próximo sábado recuou ante esta semana. O volume estabelecido é de 4.249 MW médios. O maior montante ainda é por inflexibilidade com 2.786 MW médios, outros 1.170 MW médios são por ordem de mérito e 293 MW médios por restrição elétrica.
Leia mais em:https://www.canalenergia.com.br/noticias/53096623/ons-previsao-de-vazoes-aumentam-em-todo-o-pais
quarta-feira, 17 de abril de 2019
Novo presidente de Furnas anunciado
Novo presidente de Furnas anunciado
Luiz Carlos Ciocchi será o novo presidente de Furnas, antigo feudo do ex-presidente da Câmara Eduardo Cunha (MDB). Ele é engenheiro especializado em gestão e tem passagens por empresas como Ford e pelas Presidências da Empresa Metropolitana de Águas e Energia de São Paulo (Emae) e da Eletropaulo. É uma indicação de Wilson Pinto Júnior, presidente da Eletrobras, e ligado ao PSDB. Hoje, às 14h, Wilson apresentará a nova nomeação ao conselho. No próximo dia 29, sacramenta com os acionistas de Furnas.
Leia mais em: https://odia.ig.com.br/colunas/informe-do-dia/2019/04/5634686-setor-eletrico-do-governo-bolsonaro-no-rio-tera-mudancas.html
Luiz Carlos Ciocchi será o novo presidente de Furnas, antigo feudo do ex-presidente da Câmara Eduardo Cunha (MDB). Ele é engenheiro especializado em gestão e tem passagens por empresas como Ford e pelas Presidências da Empresa Metropolitana de Águas e Energia de São Paulo (Emae) e da Eletropaulo. É uma indicação de Wilson Pinto Júnior, presidente da Eletrobras, e ligado ao PSDB. Hoje, às 14h, Wilson apresentará a nova nomeação ao conselho. No próximo dia 29, sacramenta com os acionistas de Furnas.
Leia mais em: https://odia.ig.com.br/colunas/informe-do-dia/2019/04/5634686-setor-eletrico-do-governo-bolsonaro-no-rio-tera-mudancas.html
terça-feira, 16 de abril de 2019
PLD sobe 3% nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE informa que o Preço de Liquidação das Diferenças – PLD para a terceira semana de abril (período entre 13 e 19 de abril) subiu 3% nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul, ao sair de R$ 181,41/MWh e ir para R$ 186,94/MWh. No Nordeste e no Norte o preço permaneceu no mínimo de R$ 42,35/MWh.
A principal responsável pelo aumento do PLD foi a redução nas afluências previstas para o Sul, que passaram a ficar abaixo da média histórica (de 113% para 99% da MLT). Para o sistema, as afluências de abril de 2019 foram revistas de 79% para 85%, estando abaixo da média para todos os submercados. Com exceção do Sul, as demais afluências seguem uma alta dos valores, no Sudeste (89% para 92%), no Nordeste (48% para 53%) e no Norte (87% para 96%) da MLT.
Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 595 MWmédios mais altos em relação ao esperado, com elevação esperada no Sudeste (+410 MWmédios) e no Nordeste (+415 MWmédios). No Sul, os níveis estão mais baixos: (-225 MWmédios), e no Norte os níveis não se alteraram.
A expectativa é que a carga prevista fique em torno de 275 MWmédios, com elevação de 265 MWmédios no Sudeste e 20 MWmédios no Nordeste, e com pequena redução de 10 MWmédios esperada apenas no Norte para a próxima semana. No Sul, a expectativa é a mesma da semana anterior.
O fator de ajuste do MRE para o mês de abril foi revisto de 118,3% para 119,7%. O ESS previsto para abril de 2019 está em R$ 323 milhões, sendo R$ 49 milhões referentes às restrições operativas e R$ 274 milhões à reserva operativa. Ressaltamos que considerando a atual conjuntura, esta previsão de encargos pode variar.
A análise detalhada do comportamento do PLD pode ser encontrada no boletim InfoPLD, divulgado semanalmente no site da CCEE.
Leia mais em: https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/noticias-opiniao/noticias/noticialeitura?contentid=CCEE_646978&_afrLoop=924020598719302&_adf.ctrl-state=q1ntztqx5_46#!%40%40%3Fcontentid%3DCCEE_646978%26_afrLoop%3D924020598719302%26_adf.ctrl-state%3Dq1ntztqx5_50
A principal responsável pelo aumento do PLD foi a redução nas afluências previstas para o Sul, que passaram a ficar abaixo da média histórica (de 113% para 99% da MLT). Para o sistema, as afluências de abril de 2019 foram revistas de 79% para 85%, estando abaixo da média para todos os submercados. Com exceção do Sul, as demais afluências seguem uma alta dos valores, no Sudeste (89% para 92%), no Nordeste (48% para 53%) e no Norte (87% para 96%) da MLT.
Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 595 MWmédios mais altos em relação ao esperado, com elevação esperada no Sudeste (+410 MWmédios) e no Nordeste (+415 MWmédios). No Sul, os níveis estão mais baixos: (-225 MWmédios), e no Norte os níveis não se alteraram.
A expectativa é que a carga prevista fique em torno de 275 MWmédios, com elevação de 265 MWmédios no Sudeste e 20 MWmédios no Nordeste, e com pequena redução de 10 MWmédios esperada apenas no Norte para a próxima semana. No Sul, a expectativa é a mesma da semana anterior.
O fator de ajuste do MRE para o mês de abril foi revisto de 118,3% para 119,7%. O ESS previsto para abril de 2019 está em R$ 323 milhões, sendo R$ 49 milhões referentes às restrições operativas e R$ 274 milhões à reserva operativa. Ressaltamos que considerando a atual conjuntura, esta previsão de encargos pode variar.
A análise detalhada do comportamento do PLD pode ser encontrada no boletim InfoPLD, divulgado semanalmente no site da CCEE.
Leia mais em: https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/noticias-opiniao/noticias/noticialeitura?contentid=CCEE_646978&_afrLoop=924020598719302&_adf.ctrl-state=q1ntztqx5_46#!%40%40%3Fcontentid%3DCCEE_646978%26_afrLoop%3D924020598719302%26_adf.ctrl-state%3Dq1ntztqx5_50
segunda-feira, 15 de abril de 2019
Itaipu: negociação entre Brasil e Paraguai avança para contratação de potência
As chancelarias do Brasil e do Paraguai avançaram nas negociações para a construção de uma solução sobre a contratação da potência de Itaipu até 2022. As altas partes se reuniram na usina na última quinta-feira, 11 de abril. Segundo comunicado, uma nova reunião, ainda sem data, deve ser agendada para finalizar as negociações.
As discussões ocorrem porque a Eletrobras e a Ande (estatal paraguaia) não chegaram a um acordo sobre a contratação de potência de Itaipu para 2019. Sem esse entendimento, alguns compromissos da Itaipu poderão ser prejudicados, como o pagamento dos royalties aos dois países, a dívida da construção e, até mesmo, a remuneração pela energia cedida pelo Paraguai ao Brasil.
A definição de um cronograma de contratação de longo prazo garantiria o recebimento das receitas necessárias para o pagamento das obrigações financeiras de Itaipu até a renegociação do Anexo C do Tratado de Itaipu, em 2023, quando a dívida estará totalmente quitada.
Para o diretor-geral brasileiro, general Joaquim Silva e Luna, face o papel estratégico e econômico para os dois países, são grandes as chances de os governos chegarem a bom entendimento. E ainda, mesmo diante desse impasse, a produção de energia elétrica da usina não está sendo afetada. O aproveitamento da água está em quase 100% para a geração de energia.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53096065/itaipu-negociacao-entre-brasil-e-paraguai-avanca-para-contratacao-de-potencia
As discussões ocorrem porque a Eletrobras e a Ande (estatal paraguaia) não chegaram a um acordo sobre a contratação de potência de Itaipu para 2019. Sem esse entendimento, alguns compromissos da Itaipu poderão ser prejudicados, como o pagamento dos royalties aos dois países, a dívida da construção e, até mesmo, a remuneração pela energia cedida pelo Paraguai ao Brasil.
A definição de um cronograma de contratação de longo prazo garantiria o recebimento das receitas necessárias para o pagamento das obrigações financeiras de Itaipu até a renegociação do Anexo C do Tratado de Itaipu, em 2023, quando a dívida estará totalmente quitada.
Para o diretor-geral brasileiro, general Joaquim Silva e Luna, face o papel estratégico e econômico para os dois países, são grandes as chances de os governos chegarem a bom entendimento. E ainda, mesmo diante desse impasse, a produção de energia elétrica da usina não está sendo afetada. O aproveitamento da água está em quase 100% para a geração de energia.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53096065/itaipu-negociacao-entre-brasil-e-paraguai-avanca-para-contratacao-de-potencia
sexta-feira, 12 de abril de 2019
Energia eólica atinge 15 GW em capacidade instalada no Brasil
A energia eólica alcançou a marca de 15 GW em capacidade instalada, passando a ocupar o segundo lugar em relevância na matriz elétricas brasileira, informou a Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica) em boletim divulgado nesta quinta-feira, 11 de abril. Em números, são 601 parques eólicos, com 7 mil aerogeradores, espalhados em 12 estados.
As hidrelétricas seguem na liderança com principal forma de produção de energia do páis, com 104,5 GW de capacidade instalada. Em terceiro lugar estão as térmicas a biomassa (14,8 GW), seguida pelas térmicas a gás natural (13,4 GW).
“Se considerarmos que a energia eólica tinha cerca de 1 GW instalado em 2011 é um feito realmente impressionante chegarmos a ocupar este lugar de destaque na matriz elétrica”, disse a presidente executiva da associação, Elbia Gannoum.
Além dos 15 GW de capacidade instalada, há outros 4,6 GW já contratados ou em construção, o que significa que, ao final de 2023, serão pelo menos 19,7 GW considerando apenas contratos já viabilizados em leilões e com outorgas do mercado livre publicadas e contratos assinados até agora.
Elbia destaca a qualidade do vento brasileiro. “Enquanto a média mundial do fator de capacidade está em cerca de 25%, o fator de capacidade médio brasileiro em 2018 foi de 42%, sendo que, no Nordeste, durante a temporada de safra dos ventos, que vai de junho a novembro, é bastante comum parques atingirem fatores de capacidade que passam dos 80%. Isso faz com que a produção dos aerogeradores instalados em solo brasileiro seja muito maior que as mesmas máquinas em outros Países. Somos abençoados não apenas pela grande quantidade de vento, mas também pela qualidade dele”, disse.
Em 2018, os parques eólicos produziram 48,4 TWh, um crescimento de 14,6% em relação a 2017. “Se quisermos trazer isso para uma compreensão mais próxima da nossa realidade, dá para dizer que o que as eólicas produziram de energia no ano passado, em média, seria o suficiente para abastecer 25,5 milhões de residências ou cerca de 80 milhões de pessoas”, explicou Elbia.
Para 2019, já há dois leilões agendados, sendo o primeiro um A-4 no dia 28 de junho e um A-6 no dia 26 de setembro. Para o A-4, já está prevista a participação da fonte eólica. Segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), foram cadastrados 751 projetos eólicos, ou 23,1 GW.
“Sempre que falamos de contratações e do futuro da fonte eólica no Brasil, gosto de reiterar um conceito muito importante: nossa matriz elétrica tem a admirável qualidade de ser diversificada e assim deve continuar. Cada fonte tem seus méritos e precisamos de todas, especialmente se considerarmos que a expansão da matriz deve se dar majoritariamente por fontes renováveis. Do lado da energia eólica, o que podemos dizer é que a escolha de sua contratação faz sentido do ponto de vista técnico, social, ambiental e econômico, já que tem sido a mais competitiva nos últimos leilões”, disse Elbia.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53096013/energia-eolica-atinge-15-gw-em-capacidade-instalada-no-brasil
As hidrelétricas seguem na liderança com principal forma de produção de energia do páis, com 104,5 GW de capacidade instalada. Em terceiro lugar estão as térmicas a biomassa (14,8 GW), seguida pelas térmicas a gás natural (13,4 GW).
“Se considerarmos que a energia eólica tinha cerca de 1 GW instalado em 2011 é um feito realmente impressionante chegarmos a ocupar este lugar de destaque na matriz elétrica”, disse a presidente executiva da associação, Elbia Gannoum.
Além dos 15 GW de capacidade instalada, há outros 4,6 GW já contratados ou em construção, o que significa que, ao final de 2023, serão pelo menos 19,7 GW considerando apenas contratos já viabilizados em leilões e com outorgas do mercado livre publicadas e contratos assinados até agora.
Elbia destaca a qualidade do vento brasileiro. “Enquanto a média mundial do fator de capacidade está em cerca de 25%, o fator de capacidade médio brasileiro em 2018 foi de 42%, sendo que, no Nordeste, durante a temporada de safra dos ventos, que vai de junho a novembro, é bastante comum parques atingirem fatores de capacidade que passam dos 80%. Isso faz com que a produção dos aerogeradores instalados em solo brasileiro seja muito maior que as mesmas máquinas em outros Países. Somos abençoados não apenas pela grande quantidade de vento, mas também pela qualidade dele”, disse.
Em 2018, os parques eólicos produziram 48,4 TWh, um crescimento de 14,6% em relação a 2017. “Se quisermos trazer isso para uma compreensão mais próxima da nossa realidade, dá para dizer que o que as eólicas produziram de energia no ano passado, em média, seria o suficiente para abastecer 25,5 milhões de residências ou cerca de 80 milhões de pessoas”, explicou Elbia.
Para 2019, já há dois leilões agendados, sendo o primeiro um A-4 no dia 28 de junho e um A-6 no dia 26 de setembro. Para o A-4, já está prevista a participação da fonte eólica. Segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), foram cadastrados 751 projetos eólicos, ou 23,1 GW.
“Sempre que falamos de contratações e do futuro da fonte eólica no Brasil, gosto de reiterar um conceito muito importante: nossa matriz elétrica tem a admirável qualidade de ser diversificada e assim deve continuar. Cada fonte tem seus méritos e precisamos de todas, especialmente se considerarmos que a expansão da matriz deve se dar majoritariamente por fontes renováveis. Do lado da energia eólica, o que podemos dizer é que a escolha de sua contratação faz sentido do ponto de vista técnico, social, ambiental e econômico, já que tem sido a mais competitiva nos últimos leilões”, disse Elbia.
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quinta-feira, 11 de abril de 2019
Governo fará consulta pública em abril sobre preço spot horário de energia, diz ONS
O governo abrirá ainda em abril uma consulta pública preliminar sobre a metodologia para cálculo em base horária do preço spot da eletricidade, ou Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), hoje definido semanalmente, disse nesta quarta-feira um gerente do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). A consulta acontece em meio à meta do Ministério de Minas e Energia de passar a calcular o preço spot de forma horária já a partir de janeiro de 2020, um objetivo definido ainda na gestão anterior, na presidência de Michel Temer."Deve ser aberta agora, acho que no final da semana que vem, uma consulta pública preliminar, que irá até início de maio, sobre toda a metodologia de uso do Dessem (programa computacional que fará os cálculos) e critérios para formação do preço horário", disse o Gerente de Metodologias e Modelos Energéticos do ONS, Alberto Kligerman.O processo de consulta será conduzido por um órgão da pasta de Minas e Energia, a chamada Comissão Permanente de Programas Computacionais do Setor Elétrico (CEPAMP), acrescentou ele, durante participação em seminário da Refinitiv em São Paulo.
Kligerman disse ainda que o governo deverá até julho "bater o martelo" sobre a entrada em vigor do preço horário em 2020, de forma que os participantes do mercado de energia possam se preparar para os impactos da mudança.A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que calcula e divulga semanalmente os preços spot, ou PLD, já tem divulgado desde setembro de 2018 um cálculo horário dos preços, em caráter experimental, sem efeito prático, para que os agentes do mercado possam simular efeitos da nova regra sobre suas operações.Segundo o governo, o cálculo semanal dos preços possibilitará uma operação mais realista do setor elétrico, inclusive aumentando ou reduzindo o valor da energia em momentos específicos, de acordo com a oferta e a demanda.O superintendente adjunto da estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Thiago Ivanoski, disse no mesmo evento que a mudança é importante devido à participação cada vez maior de fontes com geração variável na matriz elétrica do Brasil --com usinas eólicas e solares, por exemplo.
"Nós tínhamos até 2012 uma fartura de hidreletricidade e um pequeno parque térmico, tínhamos 92 por cento da carga atendida por geração hidrelétrica... de lá para cá, houve um aumento muito grande de usinas renováveis", afirmou. REAÇÃO DO MERCADOMas as mudanças planejadas pelo governo podem encontrar alguma resistência de operadores no mercado de eletricidade, principalmente devido aos fortes impactos sobre o cotidiano das empresas do segmento, disseram especialistas à Reuters."A gente vê muita reação de diversos agentes porque o benefício do preço horário no curto prazo é baixo perto do custo que isso gera para as empresas", afirmou o diretor da consultoria PSR, Bernardo Bezerra.
Ele pontuou, no entanto, que a regra de preços horários seria importante porque essa já é uma realidade na maior parte dos mercados de energia elétrica mais desenvolvidos do mundo.O chefe de "research" da comercializadora Delta Energia, Fabiano Mourão, disse que um preço horário exigirá maior trabalho operacional e mesmo adaptações tecnológicas das empresas.Ele afirmou também que a nova metodologia deverá aumentar substancialmente a importância da carga de energia sobre os preços, o que deverá fazer com que profissionais de comercializadoras tentem estimar com precisão esses dados.Atualmente, o fator mais importante a influenciar a formação do PLD, e alvo de cálculos dos operadores de mercado, é a vazão, ou a chuva que cai sobre os reservatórios hidrelétricos."Hoje a grande 'vedete' é a vazão, e com o Dessem (novo modelo computacional) a previsão de carga fica tão importante quanto", disse Mourão.
Leia mais em: https://www.dci.com.br/neg%C3%B3cios/governo-fara-consulta-publica-em-abril-sobre-preco-spot-horario-de-energia-diz-ons-1.793547
Kligerman disse ainda que o governo deverá até julho "bater o martelo" sobre a entrada em vigor do preço horário em 2020, de forma que os participantes do mercado de energia possam se preparar para os impactos da mudança.A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que calcula e divulga semanalmente os preços spot, ou PLD, já tem divulgado desde setembro de 2018 um cálculo horário dos preços, em caráter experimental, sem efeito prático, para que os agentes do mercado possam simular efeitos da nova regra sobre suas operações.Segundo o governo, o cálculo semanal dos preços possibilitará uma operação mais realista do setor elétrico, inclusive aumentando ou reduzindo o valor da energia em momentos específicos, de acordo com a oferta e a demanda.O superintendente adjunto da estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Thiago Ivanoski, disse no mesmo evento que a mudança é importante devido à participação cada vez maior de fontes com geração variável na matriz elétrica do Brasil --com usinas eólicas e solares, por exemplo.
"Nós tínhamos até 2012 uma fartura de hidreletricidade e um pequeno parque térmico, tínhamos 92 por cento da carga atendida por geração hidrelétrica... de lá para cá, houve um aumento muito grande de usinas renováveis", afirmou. REAÇÃO DO MERCADOMas as mudanças planejadas pelo governo podem encontrar alguma resistência de operadores no mercado de eletricidade, principalmente devido aos fortes impactos sobre o cotidiano das empresas do segmento, disseram especialistas à Reuters."A gente vê muita reação de diversos agentes porque o benefício do preço horário no curto prazo é baixo perto do custo que isso gera para as empresas", afirmou o diretor da consultoria PSR, Bernardo Bezerra.
Ele pontuou, no entanto, que a regra de preços horários seria importante porque essa já é uma realidade na maior parte dos mercados de energia elétrica mais desenvolvidos do mundo.O chefe de "research" da comercializadora Delta Energia, Fabiano Mourão, disse que um preço horário exigirá maior trabalho operacional e mesmo adaptações tecnológicas das empresas.Ele afirmou também que a nova metodologia deverá aumentar substancialmente a importância da carga de energia sobre os preços, o que deverá fazer com que profissionais de comercializadoras tentem estimar com precisão esses dados.Atualmente, o fator mais importante a influenciar a formação do PLD, e alvo de cálculos dos operadores de mercado, é a vazão, ou a chuva que cai sobre os reservatórios hidrelétricos."Hoje a grande 'vedete' é a vazão, e com o Dessem (novo modelo computacional) a previsão de carga fica tão importante quanto", disse Mourão.
Leia mais em: https://www.dci.com.br/neg%C3%B3cios/governo-fara-consulta-publica-em-abril-sobre-preco-spot-horario-de-energia-diz-ons-1.793547
quarta-feira, 10 de abril de 2019
Brasil alcança 1 GW em nova capacidade instalada até março
Os dados preliminares da Agência Nacional de Energia Elétrica sobre a expansão da matriz elétrica nacional apontam que o país aumentou a potência instalada em pouco mais de 1 GW no primeiro trimestre do ano. A fonte eólica lidera o incremento da capacidade de geração no Brasil com o acréscimo de 417,5 MW de janeiro a meados de março. A fonte hídrica aparece logo depois com 333,47 MW e a solar com 266,85 MW nesse mesmo período. Além disso, as PCHs contribuíram com 30,5 MW e a fonte térmica com usinas a biomassa com 13 MW.
Ao total o país viu o aumento de sua matriz em 1.061,32 MW, mas esse volume deverá aumentar no próximo relatório que consolida os resultados do mês de março completo. Em janeiro o volume acrescido foi de 321,5 MW em fevereiro alcançou 475,47 WM, além de 264,35 MW em março. Somente no mês passado foram 100 MW em UHEs, 78,85 MW da fonte solar, 70 MW da eólica, 13 MW de biomassa e 2,5 MW em PCHs.
Segundo a Aneel, a expectativa ainda é de que no ano sejam acrescidos outros 4.766,6 MW em nova potência à matriz elétrica do país. Desse volume apenas 110,29 MW estão classificados na sinalização amarela, ou seja, que apresentam restrições para entrada em operação. Se esse volume total se confirmar será o mais elevado no horizonte já contratado. No ano que vem a estimativa recua para 4.321,3 MW, depois em 2021 para pouco mais de 4 mil MW, em 2022 há 1.712,33 MW, em 2023 3.263 MW e mais 1.273,2 MW em 2024. Sem previsão de conclusão estão outros 4.038 MW.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53095701/brasil-alcanca-1-gw-em-nova-capacidade-instalada-ate-marco
Ao total o país viu o aumento de sua matriz em 1.061,32 MW, mas esse volume deverá aumentar no próximo relatório que consolida os resultados do mês de março completo. Em janeiro o volume acrescido foi de 321,5 MW em fevereiro alcançou 475,47 WM, além de 264,35 MW em março. Somente no mês passado foram 100 MW em UHEs, 78,85 MW da fonte solar, 70 MW da eólica, 13 MW de biomassa e 2,5 MW em PCHs.
Segundo a Aneel, a expectativa ainda é de que no ano sejam acrescidos outros 4.766,6 MW em nova potência à matriz elétrica do país. Desse volume apenas 110,29 MW estão classificados na sinalização amarela, ou seja, que apresentam restrições para entrada em operação. Se esse volume total se confirmar será o mais elevado no horizonte já contratado. No ano que vem a estimativa recua para 4.321,3 MW, depois em 2021 para pouco mais de 4 mil MW, em 2022 há 1.712,33 MW, em 2023 3.263 MW e mais 1.273,2 MW em 2024. Sem previsão de conclusão estão outros 4.038 MW.
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terça-feira, 9 de abril de 2019
Níveis crescem 0,5% e subsistema Norte opera acima de 68%
Os reservatórios do Norte apresentaram crescimento de 0,5% na capacidade de armazenamento em relação ao dia anterior, operando com 68,1%. A informação consta na operação da última segunda-feira, 8 de abril, e reportada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico no seu IPDO. O documento aponta que a energia armazenada aparece com 10.241 MW mês e a ENA permanece em 59% da MLT. A hidrelétrica de Tucuruí opera a 99,77%.
A região Sudeste/Centro-Oeste contou com aumento de 0,4% nos níveis, que se encontram em 40,6%. A energia afluente está em 78% da MLT e a armazenada diminuiu para 82.485 MW. Furnas trabalha com 43,20% e a usina São Simão, com 79,56% da capacidade. Já o subsistema Sul teve redução de 0,3% e o volume dos reservatórios caíram para 42,3%. A energia armazenada registra 8.505 MW mês e a energia afluente afere 79% da MLT. As UHEs G.B Munhoz e Passo Fundo funcionam, respectivamente, com volumes de 41,68% e 45,61%.
No Nordeste do país houve crescimento de 0,2% e os reservatórios trabalham com 55% da capacidade. A energia armazenada aparece com 28.515 MW mês e a ENA foi para 63% da média de longo termo armazenável acumulada no mês. Sobradinho funciona a 45,12% de sua capacidade.
leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53095633/niveis-crescem-05-e-subsistema-norte-opera-acima-de-68
segunda-feira, 8 de abril de 2019
Com demanda fraca, sobra energia no mercado livre
A demanda reprimida do mercado atendido pelas distribuidoras trouxe um alívio para o mercado livre, que agora conta com uma sobra de energia incentivada da ordem de 215 MW médios, informou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) em boletim divulgado nesta sexta-feira, 5 de abril. Na prática, significa que há excedente de oferta para o atendimento a demanda dos chamados consumidores especiais – clientes com cargas de igual ou maior que 500 kW, representado por comércios e pequenas indústrias.
De acordo com a CCEE, dois eventos contribuíram para criar esse cenário: a regulamentação do Mecanismo de Venda de Excedentes (MVE), no qual as distribuidoras de energia foram autorizadas a negociar parte de suas sobras de energia; bem como a publicação da Portaria 514/2018, que permitiu que consumidores com carga igual ou superior a 2,5 MW pudessem ser atendidos com energia convencional a partir de julho de 2019 (antes o limite era de 3 MW).
Esses dois movimentos permitiram uma troca a contratos entre mercado regulado e livre que resultou na sobra de energia incentivada (de fonte renovável, como eólica, solar, biomassa, pch). A energia convencional é caracterizada por fontes como hidrelétricas de grande porte e térmicas. Segundo a CCEE, 447 MW médios, em contratos com duração de três, cinco e 11 meses, foram liberados nas primeiras rodadas de MVE a partir de fevereiro deste ano. Outros 312 MW médios foram liberados pela migração de unidades que consumiam energia incentivada para a categoria convencional.
“O estudo de energia incentivada reforça o papel da CCEE como provedora de informações qualificadas ao mercado, garantindo aos agentes os elementos necessários para tomada de decisão com responsabilidade e segurança”, afirma o gerente executivo de Monitoramento, Gestão de Penalidades & Informações da CCEE, Carlos Dornellas, ao destacar o MVE como peça-chave para o equilíbrio da oferta e demanda da energia incentivada no ACL. “O equilíbrio no balanço de energia incentivada foi atingido em 2019 e também deverá ocorrer em 2020 devido ao grande potencial de liberação existente”, completa Dornellas.
A CCEE informa que o equilíbrio do balanço de energia especial se tornará cada vez menos dependente da liberação de contratos proveniente do ACR, ocorrido nos últimos anos, e será suportado pela redução de barreiras de contratação de energia convencional abrindo espaço para a expansão do mercado livre.
REVERSÃO DE CENÁRIO
Em setembro do ano passado, a CCEE alertava para um provável déficit de energia incentivada da ordem de 539 MW médios para 2019. No entanto, ponderava que esse cenário poderia mudar por conta do MVA e da Portaria 514/18. A entidade apontava para um potencial de liberação de lastro de 952 MW médios.
Para o ano de 2019, o estudo aponta um potencial de 1.760 MW médios de energia incentivada a ser liberada com a mudança de categoria de consumidores especiais para livre em razão dos efeitos da Portaria 514 de 2018 válidos a partir de julho deste ano. O volume de energia incentivada no ACL deverá ser ainda maior considerando novos montantes que serão liberados por meio dos demais processamentos do MVE que estão previstos para abril, julho e outubro deste ano.
As perspectivas também são favoráveis para o próximo ano considerando que existem ainda 445 unidades cujo potencial é de liberação de 435 MW médios a partir de janeiro de 2020, caso os consumidores especiais exerçam os direitos a eles concedidos, de opção de fornecedor de energia elétrica convencional.
Estes resultados demonstram um cenário favorável às migrações de consumidores para o mercado livre em relação à disponibilidade de oferta do lastro de energia incentivada. No entanto, os agentes deverão averiguar outros fatores como o Preço de Liquidação de Diferenças e a tarifa do mercado regulado para tomar uma decisão sobre a compra de energia incentivada no ambiente livre.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53095335/com-demanda-fraca-sobra-energia-no-mercado-livre
De acordo com a CCEE, dois eventos contribuíram para criar esse cenário: a regulamentação do Mecanismo de Venda de Excedentes (MVE), no qual as distribuidoras de energia foram autorizadas a negociar parte de suas sobras de energia; bem como a publicação da Portaria 514/2018, que permitiu que consumidores com carga igual ou superior a 2,5 MW pudessem ser atendidos com energia convencional a partir de julho de 2019 (antes o limite era de 3 MW).
Esses dois movimentos permitiram uma troca a contratos entre mercado regulado e livre que resultou na sobra de energia incentivada (de fonte renovável, como eólica, solar, biomassa, pch). A energia convencional é caracterizada por fontes como hidrelétricas de grande porte e térmicas. Segundo a CCEE, 447 MW médios, em contratos com duração de três, cinco e 11 meses, foram liberados nas primeiras rodadas de MVE a partir de fevereiro deste ano. Outros 312 MW médios foram liberados pela migração de unidades que consumiam energia incentivada para a categoria convencional.
“O estudo de energia incentivada reforça o papel da CCEE como provedora de informações qualificadas ao mercado, garantindo aos agentes os elementos necessários para tomada de decisão com responsabilidade e segurança”, afirma o gerente executivo de Monitoramento, Gestão de Penalidades & Informações da CCEE, Carlos Dornellas, ao destacar o MVE como peça-chave para o equilíbrio da oferta e demanda da energia incentivada no ACL. “O equilíbrio no balanço de energia incentivada foi atingido em 2019 e também deverá ocorrer em 2020 devido ao grande potencial de liberação existente”, completa Dornellas.
A CCEE informa que o equilíbrio do balanço de energia especial se tornará cada vez menos dependente da liberação de contratos proveniente do ACR, ocorrido nos últimos anos, e será suportado pela redução de barreiras de contratação de energia convencional abrindo espaço para a expansão do mercado livre.
REVERSÃO DE CENÁRIO
Em setembro do ano passado, a CCEE alertava para um provável déficit de energia incentivada da ordem de 539 MW médios para 2019. No entanto, ponderava que esse cenário poderia mudar por conta do MVA e da Portaria 514/18. A entidade apontava para um potencial de liberação de lastro de 952 MW médios.
Para o ano de 2019, o estudo aponta um potencial de 1.760 MW médios de energia incentivada a ser liberada com a mudança de categoria de consumidores especiais para livre em razão dos efeitos da Portaria 514 de 2018 válidos a partir de julho deste ano. O volume de energia incentivada no ACL deverá ser ainda maior considerando novos montantes que serão liberados por meio dos demais processamentos do MVE que estão previstos para abril, julho e outubro deste ano.
As perspectivas também são favoráveis para o próximo ano considerando que existem ainda 445 unidades cujo potencial é de liberação de 435 MW médios a partir de janeiro de 2020, caso os consumidores especiais exerçam os direitos a eles concedidos, de opção de fornecedor de energia elétrica convencional.
Estes resultados demonstram um cenário favorável às migrações de consumidores para o mercado livre em relação à disponibilidade de oferta do lastro de energia incentivada. No entanto, os agentes deverão averiguar outros fatores como o Preço de Liquidação de Diferenças e a tarifa do mercado regulado para tomar uma decisão sobre a compra de energia incentivada no ambiente livre.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53095335/com-demanda-fraca-sobra-energia-no-mercado-livre
sexta-feira, 5 de abril de 2019
Produção eólica brasileira sobe 16% em março, diz CCEE
A produção eólica brasileira no mês de março aumentou 16,4% em relação ao ano anterior, para 3.599 megawatts médios (MWa), mostram dados preliminares divulgados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
A participação da energia eólica subiu de 5,4% para 5,4% no ano anterior, de acordo com dados da CCEE publicados no InfoMercado Semanal, o boletim semanal para geração e consumo de energia.
A geração de energia solar subiu para 497 MWa de 267 MWa, enquanto a biomassa cresceu para 1.310 MWa de 1.285 MWa. A geração das usinas hidrelétricas do país, por outro lado, caiu para 54.038 MWa, de 55.867 MWa.
A geração total de eletricidade diminuiu 2,3% ano a ano no mês passado, com 67.041 MWa entregues ao Sistema Interligado Nacional (SIN). A demanda chegou a 63.923 MWa, 2,6% a menos que em 2018, observou a CCEE.
Leia mais em: https://www.opetroleo.com.br/producao-eolica-brasileira-sobe-16-em-marco-diz-ccee/
A participação da energia eólica subiu de 5,4% para 5,4% no ano anterior, de acordo com dados da CCEE publicados no InfoMercado Semanal, o boletim semanal para geração e consumo de energia.
A geração de energia solar subiu para 497 MWa de 267 MWa, enquanto a biomassa cresceu para 1.310 MWa de 1.285 MWa. A geração das usinas hidrelétricas do país, por outro lado, caiu para 54.038 MWa, de 55.867 MWa.
A geração total de eletricidade diminuiu 2,3% ano a ano no mês passado, com 67.041 MWa entregues ao Sistema Interligado Nacional (SIN). A demanda chegou a 63.923 MWa, 2,6% a menos que em 2018, observou a CCEE.
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quinta-feira, 4 de abril de 2019
Consumo de energia cai 2,6% em março, aponta CCEE
A alteração na data do feriado de carnaval para fevereiro deste ano impactou diretamente no resultado do consumo energético do país no mês de março, com a demanda sendo reduzida em 2,6% e a geração apresentando queda de 2,3% na comparação com o mesmo período de 2018, quando a comemoração havia sido março. As informações derivam dos dados preliminares de medição coletados entre os dias 1º e 31 de março pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, que traz números prévios de geração e consumo de energia, além da posição contratual líquida atual dos consumidores livres e especiais.
Segundo o boletim InfoMercado Semanal Dinâmico, o consumo no Sistema Interligado Nacional – SIN atingiu 63.923 MW médios, volume menor do que os 65.619 MW médios aferidos no mesmo período do ano passado. No Ambiente de Contratação Regulada também houve queda no consumo: 3,2%, considerando a mudança de clientes cativos para o Ambiente de Contratação Livre. Excluindo o impacto das migrações, o ACR registraria diminuição de 1,8%.
Já o ACL teve decréscimo de 1,2% no período, com baixa de 4,6% eliminando-se o impacto da migração de novas cargas. Os consumidores livres apresentaram recuo de 2,7%, já os especiais aumentaram em 7,6%, influenciados por esta migração. Suprimindo tal efeito, observa-se variação negativa de 4,5% para os livres e de 2,5% para os especiais. Os autoprodutores diminuíram seu consumo em 7,4%.
Nos segmentos industriais, incluindo dados de autoprodutores, varejistas, consumidores livres e especiais, os que registraram maior crescimento no consumo foram transporte, bebidas e saneamento, com respectivamente 19,9%, 18,8% e 7,5%. A expansão está vinculada à migração dos consumidores para o mercado livre. Ao excluir a migração, a CCEE verificou para os mesmos ramos variações de 2,3% e 5,7% para transporte e bebidas. Já o pior desempenho foi da metalurgia e produtos de metal, com 10,3% negativos.
O boletim também apresenta estimativa da produção das usinas hidrelétricas, eólicas e térmicas, apontando elevação de 16,4% nas eólicas, sendo que as hidráulicas e térmicas tiveram quedas de 3,3% e 5,0%, respectivamente. O resultado negativo das térmicas foi devido, principalmente, às termelétricas a óleo e bi-combustível, respectivamente com 46,7% e 31,5%.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53095203/consumo-de-energia-cai-26-em-marco-aponta-ccee
Segundo o boletim InfoMercado Semanal Dinâmico, o consumo no Sistema Interligado Nacional – SIN atingiu 63.923 MW médios, volume menor do que os 65.619 MW médios aferidos no mesmo período do ano passado. No Ambiente de Contratação Regulada também houve queda no consumo: 3,2%, considerando a mudança de clientes cativos para o Ambiente de Contratação Livre. Excluindo o impacto das migrações, o ACR registraria diminuição de 1,8%.
Já o ACL teve decréscimo de 1,2% no período, com baixa de 4,6% eliminando-se o impacto da migração de novas cargas. Os consumidores livres apresentaram recuo de 2,7%, já os especiais aumentaram em 7,6%, influenciados por esta migração. Suprimindo tal efeito, observa-se variação negativa de 4,5% para os livres e de 2,5% para os especiais. Os autoprodutores diminuíram seu consumo em 7,4%.
Nos segmentos industriais, incluindo dados de autoprodutores, varejistas, consumidores livres e especiais, os que registraram maior crescimento no consumo foram transporte, bebidas e saneamento, com respectivamente 19,9%, 18,8% e 7,5%. A expansão está vinculada à migração dos consumidores para o mercado livre. Ao excluir a migração, a CCEE verificou para os mesmos ramos variações de 2,3% e 5,7% para transporte e bebidas. Já o pior desempenho foi da metalurgia e produtos de metal, com 10,3% negativos.
O boletim também apresenta estimativa da produção das usinas hidrelétricas, eólicas e térmicas, apontando elevação de 16,4% nas eólicas, sendo que as hidráulicas e térmicas tiveram quedas de 3,3% e 5,0%, respectivamente. O resultado negativo das térmicas foi devido, principalmente, às termelétricas a óleo e bi-combustível, respectivamente com 46,7% e 31,5%.
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quarta-feira, 3 de abril de 2019
CPFL Energia formaliza à bolsa intenção de realizar oferta subsequente de ações
A CPFL Energia formalizou à bolsa paulista B3 sua intenção de realizar uma oferta pública subsequente de ações (follow-on) com o objetivo de ter papéis em circulação no mercado ("free float") em nível que represente um patamar de no mínimo de 15 por cento de seu capital social.
A companhia informou ainda, em fato relevante na noite de terça-feira, que pediu à B3 extensão do prazo para cumprimento da obrigação de recomposição de seu "free float", em observância ao regulamento do Novo Mercado.
As ações da elétrica em circulação ficaram abaixo do mínimo de 15 por cento definido pelo Novo Mercado após a chinesa State Grid ter adquirido a companhia em 2017 por meio de uma oferta pública de aquisição (OPA) bilionária.
"A avaliação e aprovação finais por parte da administração da companhia quanto ao lançamento da referida oferta, bem como a definição de seus termos e condições, estão ainda pendentes, e dependem também da aprovação dos pedidos... feitos à B3", acrescentou a CPFL no comunicado.
Alguns analistas vinham apostando que a regra do Novo Mercado levaria a State Grid a promover até julho de 2019 um leilão para comprar as ações dos minoritários na CPFL. A tese chegou a ser exposta em um relatório do Itaú BBA em outubro.
Leia mais em: https://extra.globo.com/noticias/economia/cpfl-energia-formaliza-bolsa-intencao-de-realizar-oferta-subsequente-de-acoes-23569722.html
A companhia informou ainda, em fato relevante na noite de terça-feira, que pediu à B3 extensão do prazo para cumprimento da obrigação de recomposição de seu "free float", em observância ao regulamento do Novo Mercado.
As ações da elétrica em circulação ficaram abaixo do mínimo de 15 por cento definido pelo Novo Mercado após a chinesa State Grid ter adquirido a companhia em 2017 por meio de uma oferta pública de aquisição (OPA) bilionária.
"A avaliação e aprovação finais por parte da administração da companhia quanto ao lançamento da referida oferta, bem como a definição de seus termos e condições, estão ainda pendentes, e dependem também da aprovação dos pedidos... feitos à B3", acrescentou a CPFL no comunicado.
Alguns analistas vinham apostando que a regra do Novo Mercado levaria a State Grid a promover até julho de 2019 um leilão para comprar as ações dos minoritários na CPFL. A tese chegou a ser exposta em um relatório do Itaú BBA em outubro.
Leia mais em: https://extra.globo.com/noticias/economia/cpfl-energia-formaliza-bolsa-intencao-de-realizar-oferta-subsequente-de-acoes-23569722.html
terça-feira, 2 de abril de 2019
ONS: armazenamento em novembro de 2019 estará acima do reportado em 2018
O Brasil deverá encerrar o período seco de 2019 com o nível de armazenamento em uma situação melhor do que a registrada ao final de novembro de 2018. Essa é a projeção do diretor geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico, Luiz Eduardo Barata. Essa condição deverá ser verificada principalmente nos submercados Nordeste e Centro-Oeste cujos níveis ficaram em 29,9% e 24,2% antes do período úmido iniciar.
Essa previsão foi apresentada durante sua apresentação no primeiro evento do setor elétrico, o Agenda Setorial, promovido pelo Grupo CanalEnergia-Informa Exhibitions, nesta segunda-feira, 1º de abril. Em sua avaliação essa estimativa deve-se à gestão dos níveis de armazenamento mais do que a retomada dos níveis de afluências, até porque, o Nordeste continua a passar por uma fase crítica em termos de chuvas.
“Devemos terminar o período seco de 2019 em um nível melhor do que em 2018”, afirmou Barata. “A estimativa é de terminar esse período úmido no NE em um patamar entre 55% e 60%, um nível que há muito tempo não tínhamos, no Sudeste a expectativa para o final do período úmido é de 44%”, destacou.
Em sua apresentação, Barata afirmou que a maior preocupação do ONS é com o atendimento de energia no período seco mais do que no úmido, ainda mais no próximo período, pois com o final das limitações do rio Madeira que a partir do próximo domingo, 7 de abril, terá retomada a capacidade máxima, e com a conclusão da UHE Belo Monte (PA, 11.233 MW) disponibilizará energia no período de maior demanda, que ocorre no verão. O problema, continuou ele, deverá ocorrer no inverno quando essas usinas geram ago próximo de 15% de sua potência instalada, reflexo do ciclo hidrológico daquela região.
De forma geral, Barata comentou que o fornecimento de energia está assegurado no ano e que não há riscos em qualquer nível de que haja problemas com o abastecimento. A questão, pontuou ele, está na questão do preço da energia, uma vez que há recursos para atender a demanda.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53094739/ons-armazenamento-em-novembro-de-2019-estara-acima-do-reportado-em-2018
Essa previsão foi apresentada durante sua apresentação no primeiro evento do setor elétrico, o Agenda Setorial, promovido pelo Grupo CanalEnergia-Informa Exhibitions, nesta segunda-feira, 1º de abril. Em sua avaliação essa estimativa deve-se à gestão dos níveis de armazenamento mais do que a retomada dos níveis de afluências, até porque, o Nordeste continua a passar por uma fase crítica em termos de chuvas.
“Devemos terminar o período seco de 2019 em um nível melhor do que em 2018”, afirmou Barata. “A estimativa é de terminar esse período úmido no NE em um patamar entre 55% e 60%, um nível que há muito tempo não tínhamos, no Sudeste a expectativa para o final do período úmido é de 44%”, destacou.
Em sua apresentação, Barata afirmou que a maior preocupação do ONS é com o atendimento de energia no período seco mais do que no úmido, ainda mais no próximo período, pois com o final das limitações do rio Madeira que a partir do próximo domingo, 7 de abril, terá retomada a capacidade máxima, e com a conclusão da UHE Belo Monte (PA, 11.233 MW) disponibilizará energia no período de maior demanda, que ocorre no verão. O problema, continuou ele, deverá ocorrer no inverno quando essas usinas geram ago próximo de 15% de sua potência instalada, reflexo do ciclo hidrológico daquela região.
De forma geral, Barata comentou que o fornecimento de energia está assegurado no ano e que não há riscos em qualquer nível de que haja problemas com o abastecimento. A questão, pontuou ele, está na questão do preço da energia, uma vez que há recursos para atender a demanda.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53094739/ons-armazenamento-em-novembro-de-2019-estara-acima-do-reportado-em-2018
segunda-feira, 1 de abril de 2019
Brasil terá que aumentar em cinco vezes empregos em EE para atingir meta do Acordo de Paris
Estudo desenvolvido em parceria com o governo alemão sobre o potencial de empregos gerados na área de eficiência energética no Brasil de 2018 até 2030 concluiu que o país precisará ter cinco vezes mais pessoas trabalhando diretamente em projetos desse tipo ao final do período, para cumprir as metas firmadas no Acordo de Paris. O governo brasileiro apresentou na negociação multilateral sobre o clima a compromisso de alcançar 10% de ganhos em eficiência energética no setor elétrico até 2030.
“Essa constatação reforça o fato de que esse setor tende a crescer muito nos próximos anos e que profissionais que se qualificarem para atuar nesse ramo terão melhores oportunidades no mercado de trabalho”, conclui o estudo lançado na semana passada pelo Ministério de Minas e Energia.
O documento mostra que o pais tem 11 mil postos de trabalho em atividades específicas de planejamento e execução de projetos de eficiência energética, quando seriam necessários 27 mil. No total, existem de 130 mil a 140 mil empregos diretos no setor. Em 2030, seriam necessários 450 mil empregos diretos.
“Isso significa que a demanda por profissionais qualificados em EE pode aumentar numa ordem de 5 a 6 vezes nos próximos 12 anos em relação ao nível atual”, conclui o documento. O estudo financiado pela agência alemã GIZ considera o Programa de Eficiência Energética (PEE) da Agência Nacional de Energia Elétrica um instrumento importante na coleta de dados sobre empregos no segmento, mas os dados disponíveis ainda são insuficientes.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53094558/brasil-tera-que-aumentar-em-cinco-vezes-empregos-em-ee-para-atingir-meta-do-acordo-de-paris
“Essa constatação reforça o fato de que esse setor tende a crescer muito nos próximos anos e que profissionais que se qualificarem para atuar nesse ramo terão melhores oportunidades no mercado de trabalho”, conclui o estudo lançado na semana passada pelo Ministério de Minas e Energia.
O documento mostra que o pais tem 11 mil postos de trabalho em atividades específicas de planejamento e execução de projetos de eficiência energética, quando seriam necessários 27 mil. No total, existem de 130 mil a 140 mil empregos diretos no setor. Em 2030, seriam necessários 450 mil empregos diretos.
“Isso significa que a demanda por profissionais qualificados em EE pode aumentar numa ordem de 5 a 6 vezes nos próximos 12 anos em relação ao nível atual”, conclui o documento. O estudo financiado pela agência alemã GIZ considera o Programa de Eficiência Energética (PEE) da Agência Nacional de Energia Elétrica um instrumento importante na coleta de dados sobre empregos no segmento, mas os dados disponíveis ainda são insuficientes.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53094558/brasil-tera-que-aumentar-em-cinco-vezes-empregos-em-ee-para-atingir-meta-do-acordo-de-paris
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