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Equatorial Energia produziu 7,9% a mais de energia injetada no segundo trimestre

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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.

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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%.

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