a) Captação de USD 600.000 no mercado internacional de notes unit emitidas pelas
controladas Light SESA e Light Energia
Em 03 de maio de 2018, foram internalizados os recursos captados através da oferta no mercado internacional de notes units, consistentes de senior notes emitidas pelas controladas Light SESA e Light Energia, com garantia fidejussória da Light (“Notes
Units”). As Notes Units foram emitidas no mercado internacional no valor total de USD
600.000, consistindo de: (i) senior notes no valor de USD 400.000 de emissão da Light SESA; e (ii) senior notes no valor de USD 200.000 de emissão da Light Energia.
As Notes Units têm vencimento em 03 de maio de 2023 e farão jus a juros remuneratórios semestrais de 7,25% ao ano. A Companhia contratou hedge para todo o fluxo da operação, na modalidade full swap, com custo médio de 142,86% do CDI. Os recursos obtidos com a emissão das Notes Units serão utilizados pelas controladas para: (i) pagamento de dívidas de curto e longo prazo; (ii) estender o vencimento de empréstimos e financiamentos; e (iii) reforço de sua liquidez.
1º Trimestre de 2017 Distribuição Geração Serviços Comercialização Outros Eliminações Consolidado 2017
RECEITA LÍQUIDA 2.400.894 166.984 14.864 268.942 - (157.231) 2.694.453
DESPESAS E CUSTOS OPERACIONAIS (2.217.572) (34.651) (14.646) (243.490) (2.997) 157.231 (2.356.125) Equivalência Patrimonial - (12.986) - - 26.914 (27.463) (13.535)
RESULTADO FINANCEIRO (232.185) (48.236) 1.491 544 70 - (278.316)
Receita Financeira 29.102 6.477 2.638 1.116 88 (5.184) 34.237 Despesa Financeira (261.287) (54.713) (1.147) (572) (18) 5.184 (312.553)
RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS (48.863) 71.111 1.709 25.996 23.987 (27.463) 46.477
Contribuição Social 4.238 (7.559) (161) (2.339) - - (5.821) Imposto de Renda 11.795 (20.891) (438) (6.490) - - (16.024)
RESULTADO LÍQUIDO (32.830) 42.661 1.110 17.167 23.987 (27.463) 24.632
2018 2017
Encargos financeiros capitalizados (imobilizado e intangível) - 12.575
Aquisição de ativo intangível em contrapartida a fornecedor 51.439 85.050
Receita de construção (DVA) 143.855 145.217
1º Trimestre Consolidado
c) Encerramento das negociações da Venda do Complexo Eólico Alto Sertão III entre a controlada em conjunto indireta Renova Energia S.A e a Brookfield Energia Renovável S.A.
Em 10 de maio de 2018, a Renova Energia anunciou o encerramento das negociações com a Brookfield Energia Renovável (“BER”) envolvendo a venda de ativos, uma vez que não se chegou a um acordo com relação aos termos finais da transação.
Adicionalmente, a Renova Energia informou que está trabalhando conjuntamente com seus sócios controladores em um Novo Plano de Reestruturação visando equacionar a estrutura de capital e honrar os compromissos da Companhia.
EFETIVOS SUPLENTES
Nelson José Hubner Moreira Andrea Belo Lisboa Dias
Marcello Lignani Siqueira Roberto Miranda Pimentel Fully
André Juaçaba de Almeida Yuri Fonseca Choucair Ramos
Mauro Borges Lemos Sérgio Gomes Malta
Luis Fernando Paroli Santos Brunno do Carmo Silva
Marcelo Rocha Aline Bracks Ferreira
Silvio Artur Meira Starling VAGO
João Pinheiro Nogueira Batista VAGO
Ricardo Reisen de Pinho Marcio Guedes Pereira Junior
Raphael Manhães Martins Bernardo Zito Porto
Carlos Alberto da Cruz Magno dos Santos Filho
CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO
EFETIVOS SUPLENTES
Edson Machado Monteiro Leonardo Tadeu Dallariva Rocha
Paulo Roberto Ricci Julio Cezar Alves de Oliveira
Domenica Eisentein Noronha Maurício Rocha Alves de Carvalho
DIRETORIA EXECUTIVA Luis Fernando Paroli Santos
Diretor Presidente e Diretor de Desenvolvimento de Negócios e RI (interinamente)
Roberto Caixeta Barroso Diretor de Finanças Fábio Amorim da Rocha
Diretor de Gente e Gestão Empresarial Wilson Couto Oliveira
Diretor Comercial
Fernando Antônio Fagundes Reis Diretor Jurídico
Luis Fernando de Almeida Guimarães Diretor de Energia
Ronald Cavalcante de Freitas Diretor de Comunicação
Dalmer Alves de Souza Diretor de Engenharia
Eduardo Righi Reis Simone da Silva Cerutti de Azevedo
Superintendente de Controladoria Contadora - Gerente de Contabilidade
CPF 044.566.946-29 CPF 094.894.347-52
CRC-RJ 103826/O-9
Centro Empresarial PB 370
Praia de Botafogo, 370 5º ao 10º andar - Botafogo
22250-040 - Rio de Janeiro - RJ - Brasil Fax: +55 21 3263 7003
Tel: +55 21 3263-7000 ey.com.br
Relatório sobre a revisão de informações trimestrais
Aos Acionistas, Conselheiros e Administradores da
Light S.A.
Rio de Janeiro - RJ Introdução
Revisamos as informações contábeis intermediárias, individuais e consolidadas, da Light S.A. (“Companhia”), contidas no Formulário de Informações Trimestrais - ITR referente ao trimestre findo em 31 de março de 2018, que compreendem o balanço patrimonial em 31 de março de 2018 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das mutações do
patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o período de três meses findo naquela data, incluindo as notas explicativas.
A Administração da Companhia é responsável pela elaboração das informações contábeis
intermediárias individuais e consolidadas de acordo com o Pronunciamento Técnico CPC 21(R1) - Demonstração Intermediária e com a norma internacional IAS 34 - Interim financial reporting, emitida pelo International Accounting Standards Board - IASB, assim como pela apresentação dessas informações de forma condizente com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários, aplicáveis à elaboração das Informações Trimestrais - ITR. Nossa responsabilidade é a de expressar uma conclusão sobre essas informações contábeis intermediárias com base em nossa revisão.
Alcance da revisão
Conduzimos nossa revisão de acordo com as normas brasileiras e internacionais de revisão de informações intermediárias (NBC TR 2410 - Revisão de Informações Intermediárias Executada pelo Auditor da Entidade e ISRE 2410 - Review of Interim Financial Information Performed by the
Independent Auditor of the Entity, respectivamente). Uma revisão de informações intermediárias
consiste na realização de indagações, principalmente às pessoas responsáveis pelos assuntos financeiros e contábeis e na aplicação de procedimentos analíticos e de outros procedimentos de revisão. O alcance de uma revisão é significativamente menor do que o de uma auditoria
conduzida de acordo com as normas de auditoria e, consequentemente, não nos permitiu obter segurança de que tomamos conhecimento de todos os assuntos significativos que poderiam ser identificados em uma auditoria. Portanto, não expressamos uma opinião de auditoria.
Conclusão sobre as informações intermediárias individuais e consolidadas
Com base em nossa revisão, não temos conhecimento de nenhum fato que nos leve a acreditar que as informações contábeis intermediárias individuais e consolidadas incluídas nas informações trimestrais acima referidas não foram elaboradas, em todos os aspectos relevantes, de acordo com o CPC 21 (R1) e o IAS 34 aplicáveis à elaboração de Informações Trimestrais - ITR, e apresentadas de forma condizente com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários.
Ênfases
Riscos relacionados a conformidade com leis e regulamentos
Conforme mencionado na nota 12 às informações contábeis intermediárias individuais e consolidadas, a Companhia possui investimentos na Norte Energia S.A. e na
Renova Energia S.A. (em conjunto denominadas “Investidas”), que são avaliados pelo método de equivalência patrimonial. Atualmente, encontram-se em andamento
investigações e outras medidas legais conduzidas por autoridades públicas nestas investidas não controladas sobre determinados gastos e suas destinações, que envolvem e incluem também alguns de seus outros acionistas e determinados executivos desses outros acionistas. Neste momento, não é possível prever os desdobramentos futuros decorrentes destes processos de investigação pelas autoridades públicas, nem seus eventuais efeitos reflexos sobre as informações contábeis individuais e consolidadas da Companhia. Nossa conclusão não está ressalvada em relação a esse assunto.
Risco de continuidade da investida não controlada Renova Energia S.A.
Conforme divulgado na nota 12 às informações contábeis intermediárias individuais e consolidadas, a investida não controlada Renova Energia S.A. vem incorrendo em prejuízos recorrentes e, em 31 de março de 2018, apresenta capital circulante líquido negativo. Esses eventos ou condições indicam a existência de incerteza relevante que pode levantar dúvida significativa quanto à sua capacidade de continuidade
operacional. Nossa conclusão não está ressalvada em relação a esse assunto.
Outros assuntos
Demonstrações do valor adicionado
Revisamos, também, as Demonstrações do Valor Adicionado (DVA), individuais e consolidadas, referentes ao período de três meses findo em 31 de março de 2018, preparadas sob a responsabilidade da Administração da Companhia, cuja
apresentação nas informações intermediárias é requerida de acordo com as normas expedidas pela CVM - Comissão de Valores Mobiliários aplicáveis à elaboração de Informações Trimestrais - ITR e considerada informação suplementar pelas IFRS, que não requerem a apresentação da DVA. Essas demonstrações foram submetidas aos mesmos procedimentos de revisão descritos anteriormente e, com base em nossa revisão, não temos conhecimento de nenhum fato que nos leve a acreditar que não foram elaboradas, em todos os seus aspectos relevantes, de forma consistente com as informações contábeis intermediárias individuais e consolidadas tomadas em conjunto.
Valores correspondentes ao período anterior
Os valores correspondentes às demonstrações individuais e consolidadas do
resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido, dos fluxos de caixa e dos valores adicionados para o período de três meses findo em 31 de março de 2017 apresentados para fins de comparação, foram revisados por outros auditores independentes que emitiram relatório de revisão sobre as informações contábeis intermediárias em 15 de maio de 2017 sem modificação e com ênfases de: (i)
Reapresentação dos valores correspondentes referentes ao trimestre findo em 31 de março de 2016, (ii) Riscos relacionados a leis e regulamentos e (iii) Incerteza
significativa que pode levar dúvida à capacidade de continuidade operacional da controlada em conjunto indireta Renova S.A..
Rio de Janeiro, 14 de maio de 2018. ERNST & YOUNG
Auditores Independentes S.S. CRC-2SP015199/O-6
Gláucio Dutra da Silva
BM&FBOVESPA: LIGT3 Teleconferência: Felipe Sá (Superintendente de Participações e RI): +55 (21) 2211-7032 Rio de Janeiro, 14 de maio de 2018.
Light atinge lucro líquido de R$ 93 milhões no 1T18, 276% acima do 1T17, e EBITDA de R$
472 milhões, mesmo diante do cenário desafiador na sua área de concessão
Destaques Operacionais e Financeiros
O resultado consolidado apurado no 1T18 registrou um lucro líquido de R$ 93 milhões, representando uma melhora de R$ 68 milhões vs 1T17, influenciado principalmente pelo resultado financeiro.
O EBITDA Consolidado Ajustado atingiu R$ 472 milhões no 1T18, registrando uma ligeira queda de 3,8% contra o mesmo período do ano anterior.
O Mercado Total (faturado + não faturado) registrou uma redução de 4,9% em relação ao 1T17, devido, principalmente, a forte queda na temperatura, sobretudo no mês de fevereiro.
O índice de perdas totais sobre a carga fio (12 meses) em março de 2018 foi de 22,72% (vs. 21,92% no 4T17). A diferença para o nível regulatório, que subiu para 20,62% em função do mix do mercado da Distribuidora, permaneceu praticamente estável em 2,10 p.p., quando comparado ao 4T17.
O DEC (12 meses) foi de 7,96 horas no 1T18, representando uma melhora de 13% em relação ao 4T17 já se encontra 18,8% abaixo do nível pactuado com a ANEEL para final de 2018 (9,80 horas). O FEC (12 meses) também melhorou, atingindo 4,83 vezes no 1T18, queda de 8,2% em relação 4T17 e também 19,6% abaixo do nível pactuado com a ANEEL para 2018 (6,01 vezes).
A constituição da PCLD no 1T18 foi de R$ 152 milhões (vs R$ 106 milhões no 1T17), representando 3,0% da receita bruta (12 meses), 0,3 p.p. acima do índice de dezembro de 2017 (2,7%), mas em linha com a expectativa da Companhia considerando a atual estratégia de disciplina de mercado.
O indicador de covenants Dívida Líquida/EBITDA encerrou o 1T18 em 3,21x, abaixo do limite superior de 3,75x estabelecido contratualmente. A dívida líquida no final do 1T18 foi de R$ 7.480 milhões.
Captação de US$ 600 milhões no mercado internacional de notes unit emitidas pelas controladas Light SESA e Light Energia, sendo US$ 400 milhões pela Light SESA e US$ 200 milhões pela Light Energia, com juros de 7,25% ao ano, com objetivo de: (i) pagamento de dívidas de curto e longo prazo; (ii) estender o vencimento de empréstimos e financiamentos; e (iii) reforço de sua liquidez. Em 03 de maio de 2018, foram internalizados os recursos e a Companhia contratou hedge para todo o fluxo da operação, na modalidade full swap, com custo médio de 142,86% do CDI.
1- EBITDA não é uma medida reconhecida pelo BRGAAP ou pelos IFRS e é utilizado como medida adicional de desempenho de suas operações, e não deve ser considerado isoladamente ou como uma alternativa ao Lucro Líquido ou Lucro Operacional, como indicador de desempenho operacional ou como indicador de liquidez. De acordo com a Instrução da CVM 527/2012, o EBITDA CVM apresentado é calculado a partir do lucro líquido antes do imposto de renda e contribuição social, despesas financeiras líquidas, depreciação e amortização, conforme conciliação do Anexo VII. 2- EBITDA para covenants representa o EBITDA CVM menos equivalência patrimonial, provisões e outras receitas/despesas operacionais. 3- EBITDA Ajustado representa o EBITDA CVM menos equivalência patrimonial e outras receitas/despesas operacionais. A Companhia adotou o EBITDA Ajustado para realizar as análises descritas ao decorrer deste documento.
1. Light S.A - Consolidado
1.1. Desempenho Financeiro Consolidado
Para facilitar a compreensão, os percentuais de variação positivos nos quadros de resultado operacional e financeiro indicam melhoria (ie, aumento de receita ou queda de custos e despesas), enquanto que os percentuais negativos indicam piora (ie, queda de receita ou aumento de custos e despesas).
1.2. EBITDA Ajustado Consolidado
4O EBITDA da Distribuidora foi basicamente impactado pela queda de mercado (vide seção 2.1.1) e aumento de PCLD (vide Seção 2.2.2). Já a Geradora foi influenciada pela sazonalização dos contratos, melhoria do GSF (vide Seção 3.1.1).
EBITDA Ajustado Consolidado 1T17 / 1T18 - R$ Milhões
1.3. Resultado Consolidado
O aumento de R$ 68 milhões no resultado líquido do 1T18 em comparação ao 1T17 pode ser explicado principalmente pela melhora no resultado financeiro (R$ 126 milhões), parcialmente compensado pelo aumento da PCLD (R$ 46 milhões).
Resultado Líquido Consolidado 1T17 / 1T18 - R$ Milhões
2. Light SESA - Distribuição
2.1. Desempenho Operacional
2.1.1. Mercado
Mercado Faturado Total (GWh) 1T18
Mercado de Energia Elétrica (GWh) 1T18
A partir do 1T18, incluímos o consumo de energia das Concessionárias com objetivo de tornar o volume total aderente ao que é regularmente reportado a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Para efeito de análise, a base do volume retroativo (1T17) também foi alterada.
O consumo total de energia no 1T18 foi de 7.459 GWh, representando uma redução de 7,6% em relação ao 1T17 devido principalmente aos seguintes fatores:
i. Queda da temperatura no período: apenas em fevereiro de 2018, mês em que o consumo foi mais
afetado, a temperatura média registrada foi de 26,4°C, ficando 2,3°C abaixo da média histórica de 28,7°C, resultando numa forte queda do consumo que foi parcialmente compensada nos meses de janeiro e março;
ii. Aumento de 226 GWh do consumo não faturado entre 1T18 e 1T17, resultado principalmente de um
mês de março/17 bem mais frio em relação ao mês anterior e de um mês de março/18 bem mais quente na segunda quinzena do mês, o que impacta o volume do consumo não faturado em função dos ciclos de leitura para faturamento;
iii. Redução de 43 GWh ou 17% no volume de energia recuperada (REN) no período (210 GWh no 1T18 vs 253 GWh no 1T17), resultado da estratégia de buscar uma melhoria qualitativa no volume de energia recuperada pela Companhia.
Desconsiderando o impacto do aumento do volume não faturado, a variação do consumo total (faturado + não-faturado) teria sido negativa de 4,9%, que foi o que de fato afetou o resultado da Distribuidora (e não 7,6%).
Vale mencionar que o consumo total registrado no 1T17 foi acima da média histórica, e representou um aumento de 5,9% frente ao 1T16. No gráfico abaixo é possível evidenciar que o mercado faturado do 1T18 apresentou uma pequena queda em relação ao divulgado no 1T16, confirmando o caráter estável e defensivo do mercado da área de concessão da Light.
Evolução do Mercado Faturado Total GWh
O consumo no mercado livre continua seguindo uma tendência de alta, representando 23,0% do consumo total no 1T18 contra 18,3% no 1T17. O aumento do consumo do mercado livre está relacionado principalmente ao movimento de migrações de clientes cativos da classe comercial e industrial. Cabe lembrar que o movimento migratório dos clientes cativos para clientes livres não afeta a margem da Distribuidora, uma vez que a energia continua sendo transportada pela Companhia.
No 1T18, o consumo na classe Residencial apresentou uma redução de 14,0% ou 407 GWh na comparação com o 1T17. Incluindo o item do consumo não faturado, a redução do 1T18 para o 1T17 diminuiria para 9,9%, explicada principalmente pela forte queda da temperatura citada acima, além da queda no volume de REN. Na classe Comercial, o consumo apresentou uma queda de 9,3% ou 214 GWh em relação ao mesmo período do ano passado. A entrada de novos clientes livres na base – que trouxeram um aumento no consumo de 100 GWh no período – não foi suficiente para mitigar a baixa temperatura registrada principalmente no mês de fevereiro. Outro fator que colaborou negativamente para o consumo de energia nessa classe foi a redução de 1,6% na atividade varejista no Rio de Janeiro em fevereiro de 2018 em relação ao mesmo período de 2017, de acordo dados do IBGE.
Já na classe industrial, o consumo registrou aumento de 7,8% no 1T18 em relação ao 1T17, evidenciando a perspectiva de retomada econômica no país. Esse aumento foi concentrado no mercado livre, onde o número de clientes cresceu 37,0%. Esse aumento na carteira trouxe 50 GWh adicionais de demanda, principalmente resultado da migração de clientes do mercado cativo para o mercado livre. Dos clientes livres que já
2.1.2. Balanço Energético
Balanço Energético de Distribuição (GWh) 1T18
2.1.3. Perdas de Energia Elétrica
Evolução das Perdas Totais 12 Meses
Evolução do Gap entre Perda Real e Perda Regulatória
As perdas totais dos últimos 12 meses encerrados em mar/18 somaram 8.189 GWh, representando 22,72% sobre a carga fio.
Atualmente, a Companhia encontra-se 2,10 p.p. acima do percentual de repasse regulatório de 20,62%5
conforme parâmetros definidos pela Aneel no Reajuste Tarifários (RTP) de março de 2017, já ajustados pelo mercado de referência para os próximos 12 meses homologado pela ANEEL quando do reajuste tarifário (IRT) de março de 2018. Em dezembro de 2016, antes da Revisão Tarifária, a diferença entre a perda total e o repasse regulatório era de 6,06 p.p. A redução dessa diferença entre a perda real e o repasse regulatório, isoladamente, representou um acréscimo de cerca de R$ 228 milhões no EBITDA da Light SESA (12 meses). No 1T18, o programa de perdas combateu 242 GWh - sendo 210 GWh referentes à recuperação de energia (REN), 23 GWh à incorporação de energia (IEN) e 9 GWh à redução de carga, representando uma redução de 15% quando comparado com os 284 GWh combatidos no 1T17 (sendo 253 GWh de REN, 21 GWh de IEN e 10 GWh de redução de carga). Essa redução faz parte de um processo de busca constante pela melhoria da eficiência da estratégia de combate às perdas, com objetivo de alcançar um equilíbrio sustentável entre o volume de REN praticado e o estoque de provisão para créditos de liquidação duvidosa (PCLD). A eficiência também se reflete no índice médio de acerto nas inspeções do 1T18 de 78% (vs média de 70% no 1T17).
Nas áreas possíveis6, as perdas não-técnicas fecharam o 1T18 em 3.144 GWh (53,4% das perdas não técnicas
da Light) e as perdas totais atingiram 16,0% da carga fio (vs 15% no 4T17). Além disso, tal estratégia também proporciona uma queda no custo médio por MWh combatido (últimos 12 meses) de 6,7% no período, terminando o 1T18 em R$ 276,7/MWh, por ser mais intensiva em medidas ostensivas de gestão operacional (opex) do que em investimentos (capex).
Já nas áreas de risco, as perdas totais apresentaram uma redução para 80,1% da carga fio (vs. 80,4% no 4T17), principalmente devido ao investimento que tem sido realizado na instalação de medidores de fronteira para melhoria da precisão na aferição das perdas nessas áreas. Atualmente, cerca de 70% das áreas de risco têm sua perda monitorada.
A Companhia atualmente conta com um parque de 898 mil medidores eletrônicos instalados e continua ampliando-o com prioridade para os clientes das áreas possíveis com consumo por unidade significativo. Atualmente, já é possível controlar remotamente cerca de 64% do faturamento da distribuidora através do centro de controle de medição. Este monitoramento é de fundamental importância para identificar dos alvos para inspeções, disciplinar o mercado e evitar reincidências no furto de energia.
5Calculado com base nos patamares de repasse de perdas fixados pela ANEEL na 4ª Revisão Tarifária Periódica (4ª RTP), homologada em 15 de março de 2017 para o
período 2017-2022, quais sejam: 6,34% de perdas técnicas sobre a carga fio e 36,06% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão. Esse percentual pode variar ao longo do ciclo em função do desempenho do mercado de baixa tensão e da carga fio.
Evolução de Perdas Não Técnicas/Mercado BT 12 Meses 2.660 (48%) 2.775 (50%) 2.635 (48%) 2.892 (52%) 2.873 (52%) 1T17 2T17 2.791 (50%) 3T17 1T18 2.786 (49%) 2.742 (47%) 2.865 (51%) 4T17 3.144 (53%) 5.552 5.508 5.566 5.651 5.886
Áreas de Risco Áreas Possíveis 2T17 3.870 (10%) 1T17 33.474 (90%) 3.849 (10%) 3.807 (10%) 32.941 (90%) 32.573 (90%) 3T17 3.847 (11%) 32.662 (89%) 4T17 3.783 (10%) 1T18 32.265 (90%) 37.344 36.790 36.380 36.509 36.048
Carga Fio 12 Meses (GWh) Perdas Não-Técnicas 12 Meses
Capex + Opex Perdas / Energia Recuperada + Incorporada + Redução de Carga (R$/MWh – 12 Meses)
Parque de Medidores Eletrônicos (Mil unidades) 17,6% 17,4% 16,7% 15,8% 14,8% 14,6% 15,1% 15,0% 16,0%
mar/16 jun/16 set/16 dez/16 mar/17 jun/17 set/17 dez/17 mar/18
Perda Total / Cfio – Áreas Possíveis 12 Meses 80,2% 81,0% 81,9% 82,8% 82,7% 82,6% 81,3% 80,4% 80,1%
mar/16 jun/16 set/16 dez/16 mar/17 jun/17 set/17 dez/17 mar/18
Perda Total / Cfio – Áreas de Risco 12 Meses
2.1.4. Arrecadação
Taxa de Arrecadação por Segmento (12 meses)
Taxa de Arrecadação por Segmento (Trimestre)
O Índice de Arrecadação Global (12 meses) em março de 2018 atingiu 93,7%, contra 92,4% em dezembro de 2017. Esse aumento de 1,3 p.p. é principalmente explicado pela normalização do novo sistema comercial (Projeto Único), que foi implantado no final de 2017 afetando principalmente a arrecadação do 4T17, conforme antecipado pela Administração da Companhia na divulgação do resultado anual de 2017. Tal efeito foi evidenciado nos segmentos do varejo, cujo aumento na arrecadação trimestral foi de 10,8 p.p (80,7% no 4T17 vs 91,5% no 1T18) e dos grandes clientes, que aumentou 4,3 p.p (94,7% no 4T17 vs 99,0% no 1T18). Cabe lembrar que o índice de arrecadação é impactado pela atual estratégia de combate às perdas, que possui como principal pilar o faturamento do consumo retroativo não faturado (REN) no segmento de varejo (residencial e comercial) o qual, de acordo com o gráfico abaixo, aumentou significativamente a partir do 2T16. O indicador de arrecadação é impactado pois a arrecadação da REN ocorre de forma parcelada.