A Energisa reportou que o consumo consolidado em suas concessões alcançou 3.784,2 GWh em novembro de 2025, alta de 3,9% ano a ano — a maior taxa do ano —, com ajuste de calendário indicando variação próxima de 2,0%. O mês foi impulsionado por clima mais quente no Tocantins e parte do Mato Grosso, expansão da base de consumidores e tração da classe residencial (+6,6%). Sete de nove distribuidoras cresceram, com destaque para EMT (+7,7%), EPB (+7,4%) e ETO (+9,0%); industrial avançou 2,4% e rural 6,1%. Sem a compensação de GD II/III, o mercado teria leve queda no mês (-0,1%) e retração no acumulado do ano (-2,2%). Diferentemente de outubro, quando o grupo havia mostrado estabilidade no consolidado e quedas em ERO e EAC, novembro sinaliza retomada de volumes em várias praças, como indicado no boletim de consumo de outubro, que havia apontado recuo de 0,1% no consolidado e quedas em ERO e EAC.
Em termos estratégicos, novembro combina demanda residencial aquecida por clima e renda, crescimento da base de clientes e tração seletiva na indústria (alimentos, minerais, óleo e gás), enquanto a compensação de GD dobra de tamanho e aumenta a pressão sobre as vendas no cativo, reforçando a migração ao ACL e a importância da TUSD. Ainda assim, as perdas seguem estáveis em 12,19% (12 meses), sustentando previsibilidade operacional. Este resultado consolida a leitura de que a normalização de volumes e a qualidade do mix vêm reduzindo a sensibilidade do caixa a oscilações climáticas e de calendário, em linha com o 3T25 robusto, com TUSD em alta, perdas em queda e geração de caixa mais previsível.
O desempenho expressivo de EMT (+7,7%) no mês dialoga com a decisão corporativa de simplificar a estrutura e concentrar o controle desse ativo sob uma única entidade, com ganhos de agilidade, eficiência e alinhamento de incentivos. A força de Mato Grosso no mix — apoiada por residencial, indústria e agro — ajuda a acelerar CAPEX direcionado, combate a perdas e captura de sinergias operacionais, tornando mais fluida a conversão de resultado em caixa na holding. Esse movimento dá continuidade à agenda de housekeeping de capital e reforça a coerência entre governança e performance local, como materializado na reorganização societária que concentrou a EMT sob a Rede Energia e eliminou um nível societário.
No recorte regional, o Norte acelerou (ETO +9,0%; EAC +5,1%; ERO +2,8%), enquanto Nordeste (+6,5%) e Centro-Oeste (+4,0%) também avançaram; Sul/Sudeste ficaram mais fracos. Em paralelo, a recomposição tarifária recente em Acre e Rondônia reforça a previsibilidade do ciclo regulatório e ajuda a calibrar o mix por classes, mitigando a volatilidade de custos setoriais e preservando a margem regulatória via Parcela B. Essa camada regulatória é relevante para entender a dinâmica de novembro em concessões que vinham mais pressionadas, como detalhado nos reajustes anuais aprovados pela Aneel para EAC e ERO, com efeitos médios de 11,5% e 15,7%. Como o boletim é preliminar, o fechamento do trimestre trará detalhamento adicional no release de resultados.
