A Equatorial Energia produziu 7,9% a mais de energia injetada no
segundo trimestre, em comparação ao mesmo período do ano anterior,
registrando 17.116 gigawatts-hora (GWh), segundo a prévia
operacional da empresa.
O comunicado foi feito pela companhia (BOV:EQTL3) nesta
segunda-feira (05).
Durante o 2T24 as concessões de distribuição do Norte, Nordeste
e Centro-Oeste tiveram o consumo afetado, positivamente, pela
redução do desemprego, temperaturas elevadas e pelo maior consumo
médio, com destaque para o consumo de clientes residenciais. Os
efeitos que afetaram o Rio Grande do Sul serão detalhados
posteriormente.
Região Norte – Pará e Amapá
No 2T24, a região norte registrou um forte consumo de energia. O
Pará apresentou um crescimento de 8,4% na energia injetada e o
Amapá um aumento de 3,4%. No Pará e no Amapá, a energia distribuída
do trimestre cresceu 7,3% e 18,4%, respectivamente, o que demonstra
um efetivo trabalho de combate à perdas, principalmente, no Amapá.
No período, a energia injetada pela mini e microgeração alcançou
6,0% no Pará e 3,2% no Amapá em relação ao total da energia
injetada.
Região Nordeste – Maranhão, Piauí e Alagoas
A região nordeste apresentou crescimento de energia injetada de
9,4%, 9,6% e 5,9%, nos estados do Maranhão, Piauí e Alagoas,
respectivamente. A energia distribuída cresceu 11,1% (MA), 11,5%
(PI) e 8,2% (AL). Neste trimestre, a energia injetada pela mini e
microgeração alcançou 6,4% no Maranhão, 12,5% no Piauí e 7,2% em
Alagoas.
Região Centro-Oeste – Goiás No estado de Goiás
a energia injetada, novamente, apresentou forte crescimento, 10,4%.
A energia Distribuída registrou uma variação positiva de 10,9%
entre períodos, refletindo a efetividade do trabalho de combate a
perdas, mesmo com o expressivo crescimento de volume. No trimestre,
a energia injetada pela mini e microgeração alcançou 8,0%.
Região Sul – Rio Grande do Sul
No Rio Grande do Sul, mesmo com o trimestre impactado pelos
eventos climáticos extremos que afetaram a região, a energia
injetada do período apresentou um aumento de 1,6% quando comparada
com o 2T23. Este efeito é explicado, principalmente, por 3 fatores:
(i) registro de altas temperaturas até o mês de abril (período
pré-evento climático), (ii) pelo trabalho da Equatorial em
reestabelecer rapidamente a energia em áreas afetadas pelas fortes
chuvas e (iii) o registro de temperaturas muito baixas no mês de
junho, que elevaram o consumo médio da concessão durante o
período.
A energia distribuída do período apresentou uma leve redução de
2,9%, efeito já esperado dadas as proporções do evento e que tem
impacto do déficit de faturamento que existe atualmente na
concessão (com efeito médio aproximado de 60GWh por mês a partir de
maio), e que deve ser regularizado até o 3T24. Ajustando a energia
distribuída pelo déficit de 60 GWh que afetou os meses de maio e
junho, o mercado de energia distribuída teria crescido 2,9%.
É importante mencionar que estamos apresentando a perda
regulatória efetiva dos últimos 12 meses na coluna central para
realização das comparações de variações. As perdas homologadas nos
últimos processos tarifários e que devem ser consideradas no ciclo
tarifário atual das empresas está presente na última coluna a
direita.
Mesmo com o crescimento expressivo da energia injetada e a
situação de calamidade do Rio Grande do Sul, as perdas consolidadas
do grupo se mantiveram estáveis quando comparadas ao 1T24 e
apresentaram uma redução de 0,4 p.p. em relação ao 2T23,
demonstrando mais uma vez um resultado positivo no trabalho de
combate às perdas.
Desconsiderando o efeito dos clientes não faturados na CEEE-D
(aproximadamente 120 GWh), as perdas 12 meses da empresa no
trimestre seriam de 12,2%, reduções de 1,8 p.p. e 0,2 p.p. quando
comparadas com o 2T23 e o 1T24, respectivamente.
Atualmente, há cinco distribuidoras abaixo do limite regulatório
(Pará, Piauí, Alagoas e Goiás, além da Amapá se considerada a
cobertura adicional de CCC). As perdas da CEEE-D, no trimestre,
apresentaram um aumento de 0,9% quando comparadas ao 1T24, e uma
redução de 0,6% em relação ao 2T23, o que reforça a trajetória de
perdas que a companhia teve até ser afetada pelos eventos
climáticos extremos do 2T24.
O destaque do período fica para a redução de perdas da CEA, que
apresentou uma variação de -6,4 p.p. quando comparada ao 2T23.
No 2T24, a geração eólica líquida foi de 773,6 GWh, enquanto a
geração solar do período atingiu 104,0 GWh, um total de 877,6 GWh
no trimestre, redução de 2,2% que o mesmo período do ano anterior.
Desconsiderando os efeitos de constrained-off e da geração solar no
período (Constrained-Off – 151,5 GWh no 2T24 vs 9,3 GWh no 2T23 e
Geração Solar de 88,8 GWh), a geração seria 1,9% superior quando
comparada ao 2T23.
Dados Operacionais – Saneamento:
O 2T24 encerrou com aproximadamente 82 mil economias ativas no
serviço de distribuição de água, das quais 13,7 mil economias
também são cobertas pelo serviço de coleta e tratamento de
esgoto.
Os destaques do trimestre são os aumentos de economias
faturadas, tanto de água como de esgoto, além do aumento do volume
faturado de água e esgoto contra o 1T24. Estes resultados são
reflexo do avanço dos programas “Se Liga na Rede” e “Pontes para o
Futuro” que iniciaram em 2023, e que tem foco na regularização de
clientes da concessão. Além dos aumentos de economias, também
destacamos o aumento do índice de cobertura de água, que partiu de
42,0% para 56,0%, enquanto o índice de cobertura de esgoto partiu
de 8,0% para 14,8%.
EQUATORIAL ON (BOV:EQTL3)
Historical Stock Chart
From Oct 2024 to Nov 2024
EQUATORIAL ON (BOV:EQTL3)
Historical Stock Chart
From Nov 2023 to Nov 2024
