BM&FBOVESPA: LIGT3 Teleconferência: Fernanda Crespo (Superintendente de RI): +55 (21) 2211-4940 OTC: LGSXY Data: 14/08/2018 Marcio Loures Penna (Especialista de RI): +55 (21) 2211-2828 Total de ações: 203.934.060 ações Horário: 14:30hs Brasil / 13:30hs US ET Camilla Gonzaga (Analista de RI): +55 (21) 2211-2728
Free Float Total: 97.629.475 ações (47,87%) Telefones: +55 (11) 2188 0155 / +1 (646) 843 6054 Regiane Abreu (Especialista de Sustentabilidade): +55 (21) 2211-2732 Valor de Mercado (30/06/18): R$ 2,3 bilhões Webcast: ri.light.com.br
Rio de Janeiro, 13 de agosto de 2018.
EBITDA ajustado consolidado de R$ 446 milhões no 2T18, 111% acima do 2T17,
Mercado Faturado 4,9% superior ao 2T17 e DEC/FEC em sólida trajetória de queda
Destaques Financeiros e Operacionais
O EBITDA ajustado
consolidado atingiu R$ 446 milhões no 2T18, registrando
um forte aumento de 110,8% contra o mesmo período do ano anterior, em função do
melhor desempenho da
Distribuidora.
O prejuízo líquido de R$
25 milhões registrado no 2T18 foi principalmente devido ao
efeito econômico da
marcação a mercado do swap para os bonds no valor de R$
77 milhões (líquido de
imposto). Excluindo este
efeito, a Companhia
registraria um lucro líquido de R$ 52 milhões, representando um aumento de R$ 103 milhões contra o 2T17.
O Mercado Total
Faturado registrou um aumento de 4,9% em relação ao 2T17, com crescimento na classe residencial (4,2%), industrial
(15,2%), outros (11,0%) e nas concessionárias (6,6%).
O DEC (12 meses) foi de 7,81 horas no 2T18, representando uma melhora de 1,9% em relação ao 1T18 e já se
encontra 20,3% abaixo do nível pactuado com a ANEEL no contrato de concessão para final de 2018 (9,80 horas). O FEC
(12 meses) também melhorou, atingindo 4,73 vezes no 2T18, queda de 2,1% em relação ao 1T18 e 21,3% abaixo do
nível pactuado com a ANEEL para 2018 (6,01 vezes).
A constituição da PECLD no 2T18 foi de R$ 125 milhões (vs R$ 268 milhões no 2T17). Na visão 12 meses, o
indicador PECLD/ROB foi de 2,0%, impactado positivamente pela saída da provisão referente a PECLD do 2T17, cujo valor foi mais que o dobro do realizado no 2T18. A arrecadação total no 1S18 foi de 100,2%, 2,0 p.p. superior ao 1S17, de 98,2%.
O índice de perdas totais sobre a carga fio (12 meses) em junho de 2018 foi de 22,98%, representando um
pequeno aumento em relação ao 1T18 (22,72%). Com isso, a diferença para o nível regulatório incluído na tarifa (20,62%) passou de 2,10 p.p. para 2,36 p.p.
Captação de FIDC no valor de R$ 1,4 bilhão pela Light SESA em duas séries, sendo (i) R$ 1 bilhão com juros DI +
1,20% ao ano, e (ii) R$ 400 milhões com taxa IPCA + 5,75% ao ano. A captação do FIDC, juntamente com a emissão de
Bonds no valor de US$ 600 milhões concluída em maio, representaram um importante passo na estratégia de melhora
do perfil da dívida da Companhia que tem como objetivo: (i) efetuar o pagamento de dívidas de curto e longo prazo; (ii) estender o vencimento de empréstimos e financiamentos; (iii) reforçar a liquidez e (iv) reduzir o custo de dívida.
O indicador de covenants Dívida Líquida/EBITDA encerrou o 2T18 em 3,32x, abaixo do limite máximo de 3,75x
estabelecido contratualmente. A dívida líquida no final do 2T18 ficou em R$ 7.935 milhões. Já o indicador de covenants
EBITDA/Juros, encerrou o 2T18 em 4,14x, acima do limite mínimo de 2,00x.
1- EBITDA não é uma medida reconhecida pelo BRGAAP ou pelo 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.
2
Índice
1. Light S.A. - Consolidado ... 3
1.1. Desempenho Financeiro Consolidado ... 3
1.2. EBITDA Ajustado Consolidado ... 4
1.3. Resultado Consolidado ... 5
2. Light SESA – Distribuição ... 6
2.1. Desempenho Operacional ... 6
2.1.1. Mercado ... 6
2.1.2. Balanço Energético ... 9
2.1.3. Perdas de Energia Elétrica ... 10
2.1.4. Arrecadação ... 13
2.1.5. Qualidade Operacional ... 15
2.2. Desempenho Financeiro ... 17
2.2.1. Receita Líquida ... 17
2.2.2. Custos e Despesas ... 18
2.2.2.1. Custo e Despesas Gerenciáveis ... 18
2.2.2.2. Custos e Despesas Não Gerenciáveis ... 19
2.2.3. Conta de Compensação de Variação de Itens da Parcela A – CVA ... 20
2.2.4. Resultado Financeiro ... 20
3. Light Energia – Geração ... 21
3.1. Desempenho Operacional ... 21
3.1.1. Compra e Venda de Energia ... 21
3.2 Desempenho Financeiro ... 23
3.2.1. Receita Líquida ... 23
3.2.2. Custos e Despesas ... 23
3.2.3. Resultado Financeiro ... 24
3.2.4. Resultado Líquido ... 24
4. Light Com – Comercialização ... 25
4.1. Desempenho Operacional ... 25
4.2. Desempenho Financeiro ... 25
5. Light ESCO – Serviços ... 26
5.1. Desempenho Financeiro ... 26
6. Endividamento Consolidado ... 27
6.1. Light S.A. ... 27
6.2. Abertura de Endividamento ... 31
7. Investimento Consolidado ... 32
8. Estrutura Acionária, Societária, e Mercado de Capitais ... 33
9. Programa de Divulgação ... 34
ANEXO I. Projetos de Geração ... 35
ANEXO II. Conciliação EBITDA CVM ... 36
ANEXO III. DRE ... 37
ANEXO IV. Balanço Patrimonial... 39
ANEXO V. Fluxo de Caixa ... 42
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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 (i.e., aumento de receita ou queda de custos e despesas), enquanto que os percentuais negativos indicam piora (i.e., queda de receita ou aumento de custos e despesas).
4
1.2. EBITDA Ajustado Consolidado
4O EBITDA da Distribuidora foi positivamente impactado entre o 2T18 e o 2T17 principalmente pela recuperação do mercado faturado e diminuição das provisões referentes a PECLD (vide seções 2.1.1 e 2.2.2). O EBITDA da Geradora, apesar de ter apresentado um resultado sólido de R$ 103 milhões no 2T18, ficou R$ 9 milhões abaixo do verificado no mesmo período do ano anterior devido à maior despesa com compra de energia no 2T18, decorrente da estratégia de assegurar maior proteção ao longo do ano contra patamares de GSF mais desafiadores (vide Seção 3.2.2).
EBITDA Ajustado Consolidado 2T17 / 2T18 - R$ Milhões
4EBITDA Ajustado é calculado a partir do lucro líquido antes do imposto de renda e contribuição social, equivalência patrimonial, outras receitas/despesas operacionais,
5
1.3. Resultado Consolidado
A melhora no resultado consolidado da Companhia em R$ 26 milhões entre o 2T18 e o 2T17 foi majoritariamente proporcionada pela melhora do EBITDA da Distribuição. O prejuízo de R$ 25 milhões registrado no 2T18 é principalmente explicado pelo impacto econômico negativo da marcação a mercado do
swap para os bonds no valor de R$ 77 milhões e pela piora do resultado de equivalência patrimonial (vide
seções 2.2.5 e 3.2.4).
Resultado Líquido Consolidado 2T17 / 2T18 - R$ Milhões
6
2. Light SESA - Distribuição
2.1. Desempenho Operacional
2.1.1. Mercado
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Mercado Faturado Total (GWh) 2T18
Mercado Faturado Total (GWh) 1S18
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Mercado de Energia Elétrica Mercado de Energia Elétrica 2T18 1S18
A partir do 1T18, o consumo de energia das Concessionárias foi incluído na apresentação do mercado de energia elétrica com objetivo de tornar o volume total similar ao que é regularmente reportado à Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Para efeito de análise, a base do volume retroativo (2T17) também foi alterada.
O consumo total de energia no 2T18 foi de 7.160 GWh, representando um aumento de 4,9% em relação ao 2T17. No acumulado de 2018, mesmo com um primeiro trimestre negativamente atípico em razão da temperatura abaixo da média histórica para o período, o consumo total atingiu 14.618 GWh, ficando apenas 1,8% abaixo do acumulado de 2017. Considerando o consumo não-faturado, que de fato impacta o
resultado, a queda foi de apenas 0,4% em relação ao 1S17.
Seguindo sua trajetória de alta, o mercado livre representou 28% do consumo total no 2T18 contra 23% no 1T18 e 22% no 2T17. O aumento do consumo do mercado livre está relacionado principalmente ao movimento de migração de clientes cativos da classe comercial e industrial. Cabe lembrar que o movimento migratório dos clientes do ambiente regulado para o livre não afeta a margem da Distribuidora, uma vez que a energia continua sendo transportada pela Companhia e é tarifada pela mesma.
A classe Residencial registrou um crescimento do consumo de 4,2% no 2T18 em relação ao mesmo período do ano passado. Este aumento foi proporcionado principalmente pela maior temperatura no final de março, consumo esse faturado em abril, e no próprio mês de abril de 2018. A uma temperatura média registrada no 2T18 de 23,2°C, 0,2°C acima do 2T17.
A classe Comercial foi a única que apresentou uma retração do consumo em relação ao mesmo período do ano anterior, de 3,4%, totalizando um consumo de energia de 1.969 GWh no 2T18. Esta queda é explicada pela redução da atividade do comércio em função da greve dos caminhoneiros em maio de 2018 e pela reclassificação de 77 GWh no 2T17 referentes ao consumo das Olimpíadas Rio 2016 contabilizado da Classe Comercial para a Classe Outros no 2T17. Excluindo esse último efeito não recorrente, o segmento Comercial teria ficado em linha com o 2T17. No 2T18, houve migração de 44 clientes do mercado cativo, que contribuíram para o aumento de 20 GWh no consumo de energia do mercado livre.
Já na classe Industrial, o consumo registrou aumento de 15,2% no 2T18 em relação ao 2T17, mantendo a perspectiva de retomada econômica no país. No 2T18, os clientes livres industriais aumentaram o seu consumo em 20% em relação ao 2T17, representando crescimento de 192 GWh a mais de energia. Os clientes do setor siderúrgico continuam se destacando pela forte demanda e, no 2T18, representaram 19% do aumento na classe Industrial.
No 2T18 foram recuperados (REN), em todas as classes, 273 GWh, ligeiramente inferior aos 278 GWh no 2T17.
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2.1.2. Balanço Energético
Balanço Energético de Distribuição (GWh) Acumulado 2018
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2.1.3. Perdas de Energia Elétrica
Evolução das Perdas Totais 12 Meses
Evolução do Gap entre Perda Real e Perda Regulatória
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O programa de combate as perdas, além de ser medido efetivamente pelo nível de redução de perdas, é um processo que envolve também a melhora da taxa de arrecadação e do gerenciamento da provisão esperada para créditos de liquidação duvidosa (PECLD). Nos últimos trimestres a Companhia tem buscado uma evolução consistente nessas três frentes e tem procurado adaptar a estratégia às peculiaridades da sua área de concessão.
No 2T18, o programa de perdas combateu 364 GWh - sendo 273 GWh referentes à recuperação de energia (REN), 67 GWh à incorporação de energia (IEN) e 24 GWh à redução de carga, representando um aumento de 11% quando comparado com os 328 GWh combatidos no 2T17 (sendo 278 GWh de REN, 34 GWh de IEN e 16 GWh de redução de carga). Essa redução pelo terceiro trimestre consecutivo no volume de REN, quando comparado ao mesmo período do ano anterior, 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, melhoria da performance de arrecadação e o estoque de PECLD.
Nas áreas possíveis5, as perdas não-técnicas fecharam o 2T18 em 3.226 GWh (53,1% das perdas não técnicas
da Light) e as perdas totais atingiram 16,0% da carga fio (vs 16,0% no 1T18). Já nas áreas de risco, as perdas totais apresentaram uma redução para 80,0% da carga fio (vs. 80,1% no 1T18), 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. As perdas totais dos últimos 12 meses encerrados em jun/18 somaram 8.392 GWh, representando 22,98% sobre a carga fio. Atualmente, a Companhia encontra-se 2,36 p.p. acima do percentual de repasse regulatório na tarifa, de 20,62%6, conforme parâmetros definidos pela Aneel no Reajuste Tarifário (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.
A Companhia atualmente conta com um parque de 901 mil medidores eletrônicos instalados. Com isso, já é possível controlar remotamente cerca de 67% 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.
5Áreas da concessão da Light onde existem condições mínimas de segurança para a operação da distribuidora.
6Calculado 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.
12
Evolução de Perdas Não Técnicas/Mercado BT 12 Meses
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2.1.4. Arrecadação
Taxa de Arrecadação por Segmento (Considerando parcelas vencidas de REN)
Histórico da Taxa de Arrecadação Total (Considerando parcelas vencidas de REN)
A Companhia vem melhorando estruturalmente o nível de arrecadação no ano de 2018. Nesse sentido, de acordo com o gráfico acima, a arrecadação total aumentou de 98,2% no 1S17 para 100,2% no 1S18, com ganho em todos os segmentos. Excluindo a REN, a arrecadação total subiu de 99,1% no 1S17 para 100,7% no 1S18.
Cabe lembrar que o índice de arrecadação é diretamente impactado pela atual estratégia de combate às perdas, que possui como pilar o faturamento do consumo retroativo não faturado (REN) no segmento de varejo (residencial e comercial). A partir deste trimestre, a Companhia passou a reportar a taxa de arrecadação considerando apenas as parcelas vencidas de REN, ou seja, não cabendo incluir no denominador do cálculo parcelas de REN que ainda estavam a vencer. Nesse conceito, a taxa fica coerente com a real capacidade de arrecadação da Companhia.
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A constituição do PECLD no 2T18 foi de R$ 125 milhões (vs R$ 268 milhões no 2T17). Na visão 12 meses, o indicador PECLD/ROB foi de 2,0%, impactado positivamente pela saída da provisão referente ao PECLD de 2T17, cujo valor foi acima da média trimestral histórica.
Importante destacar que foi concluído um acordo de parcelamento de todo o débito de fornecimento de energia da Supervia junto à Companhia, no valor total de R$ 163 milhões, dos quais R$ 38 milhões serão recebidos ainda em 2018 e o restante será recebido em 60 parcelas, a partir de junho de 2019, com juros de 180% do CDI. Com este acordo, já homologado em juízo, as partes encerram as disputas judiciais e a Supervia já voltou a pagar as faturas correntes de energia desde junho de 2018.
Evolução da REN Trimestral e Últimos 12 Meses
Considerando que o faturamento de REN dentro da atual estratégia de perdas também implica em aumento na PECLD, nas contingências judiciais (associadas à contestação de clientes) e no opex das equipes de campo, o EBITDA marginal associado ao volume faturado de REN de R$ 908 milhões nos últimos 12 meses foi de aproximadamente R$ 112 milhões, ou seja, cerca de 6% do EBITDA ajustado da Light SESA nos últimos 12 meses. Isso demonstra que a estratégia de faturamento da REN tem como objetivo final a disciplina de mercado e não traz impacto significativo ao EBITDA.
PECLD/ROB7
(Fornecimento - 12 Meses)
15
2.1.5. Qualidade Operacional
DEC (horas) 12 meses FEC (vezes) 12 mesesOs índices de qualidade continuam mantendo trajetória consistente de bons resultados em função das melhorias operacionais e investimentos realizados ao longo do ano. O DEC (12 meses) em junho de 2018 foi de 7,81 horas, representando uma melhora de 1,9% em relação a março de 2018 e de 29,1% em relação a junho de 2017, bem como 20,3% abaixo do limite estabelecido pela ANEEL no Contrato de Concessão da Light para o final do ano, de 9,80 horas. O FEC (12 meses) em junho de 2018 foi de 4,73 vezes, o que representou uma melhora de 2,1% em relação ao resultado de março de 2018 e de 23,0% em relação a junho de 2017, e também 21,3% abaixo do limite estabelecido no Contrato de Concessão para 2018, de 6,01 vezes. O valor do DIC/FIC/DMIC/DICRI aumentou em R$ 3 milhões do 2T17 para o 2T18 devido ao aumento de ocorrências causadas pelas fortes chuvas que atingiram a área de concessão em fevereiro, que foram apurados e registrados no 2T18.
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Em 5 de março de 2018 foi publicado o Despacho n° 459/18 da SRD/ANEEL que possibilita à Companhia, por meio do enquadramento do Decreto Presidencial de 28/07/20178 no inciso i do item 2.222 da Seção 1.2 do
Módulo 1 do PRODIST9, expurgar de seus indicadores DEC/FEC todos os eventos em que concessionária se
viu comprovadamente impedida de atuar no restabelecimento do fornecimento de energia elétrica em função da violência. O expurgo poderá ser refletido nos indicadores desde o início da vigência do referido Decreto. No caso das compensações (DIC/FIC/DMIC), serão afetadas apenas aquelas que ainda não foram pagas aos consumidores.
Essa conquista é fruto do trabalho que vem sendo desenvolvido pela Light, que pleiteou junto à ANEEL um tratamento mais adequado aos indicadores de qualidade, dada a presença das áreas de risco10 na sua área
de concessão.
8
Decreto de Garantia da Lei e da Ordem (GLO) que autorizou a atuação de tropas das Forças Armadas na segurança pública do Rio de Janeiro.
9PRODIST são documentos elaborados pela ANEEL e normatizam e padronizam as atividades técnicas relacionadas ao funcionamento e desempenho dos sistemas de
distribuição de energia elétrica.
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2.2. Desempenho Financeiro
2.2.1. Receita Líquida
11A receita líquida, desconsiderando a receita de construção, apresentou um aumento de 25,2% (R$ 494 milhões) no 2T18 contra o 2T17, com os seguintes destaques:
Aumento de R$ 199 milhões em Energia Vendida principalmente devido ao maior consumo de energia no período.
Aumento de R$ 162 milhões na CVA devido, principalmente, pelo aumento dos custos com o Risco Hidrológico no 2T18, que serão acrescidos à tarifa no próximo reajuste tarifário, em março de 2019. Adicionalmente, no 2T17 a cobertura tarifária superou os custos com a Rede Básica, o que não ocorreu neste ano.
Aumento de R$ 31 milhões no Uso da Rede (TUSD) em função da migração de clientes cativos para o mercado livre com destaque para a forte demanda do setor siderúrgico, que impulsionou o consumo do segmento industrial.
11Em 10 de dezembro de 2014, foi assinado o quarto termo aditivo ao contrato de concessão para distribuição pela Companhia, que assegurou o direito e o dever de
que os saldos remanescentes de eventual insuficiência ou ressarcimento pela tarifa ao término de concessão serão acrescentados ou abatidos do valor da indenização, o que permitiu o reconhecimento dos saldos de tais ativos e passivos regulatórios.
18
Redução R$ 102 milhões no repasse Conta CCRBT/ACR em função, principalmente, da menor receita de Bandeiras Tarifárias no 2T18 quando comparada ao 2T17. Essa menor receita acabou refletindo um menor repasse da Light à conta no período.
2.2.2. Custos e Despesas
2.2.2.1. Custos e Despesas Gerenciáveis
Neste trimestre, os Custos e Despesas Gerenciáveis - representados por PMSO (Pessoal, Material, Serviços de Terceiros e Outros), Provisões, Depreciação e Outras Receitas/Despesas Operacionais - totalizaram R$ 525 milhões, representando uma redução de 26,1% em relação ao 2T17.
O PMSO registrou uma redução de R$ 14 milhões em comparação ao 2T17, principalmente explicado pelo maior valor no pagamento de bônus ocorrido em 2017, além do menor volume de despesas rescisórias em 2018.
Já a rubrica de Provisões – PECLD registrou uma diminuição de R$ 143 milhões principalmente em função da melhoria da arrecadação em 2018 e da nova metodologia implementada pela Companhia desde 1º de janeiro de 2018, que substitui o modelo de “perdas incorridas” por um modelo prospectivo de “perdas de crédito esperadas”, em linha com o IFRS 9. Essa alteração do modelo tem como objetivo reconhecer perdas de crédito esperadas para todos os instrumentos financeiros para os quais houve aumentos significativos no risco de crédito desde o reconhecimento inicial, avaliados de forma individual ou coletiva, considerando todas as informações razoáveis e sustentáveis, incluindo informações prospectivas. No 2T17, houve o reconhecimento de PECLD acima da média em função dos grandes volumes de REN faturados nos meses anteriores.
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2.2.2.2. Custos e Despesas Não Gerenciáveis
Os custos e despesas não gerenciáveis no 2T18 aumentaram em 27,8% na comparação com o mesmo período do ano passado. Dentre os principais desvios, é possível destacar o aumento de R$ 246 milhões com encargos de transmissão devido principalmente à inclusão das indenizações das transmissoras (RBSE) em a partir de julho de 2017.
O aumento na rubrica de leilão de energia, de R$ 97 milhões (ou 13,9%) entre 2T18 e o 2T17, foi ocasionado principalmente pelos novos leilões com início de suprimento em 2018, entrada de novas UHEs cotistas e correção anual dos valores da CCEARs pelo IPCA.
20
2.2.3. Conta de Compensação de Variação de Itens da Parcela A - CVA (R$ milhões)
;
2.2.4. Resultado Financeiro
O resultado financeiro foi negativo em R$ 229 milhões no 2T18, ante R$ 144 milhões negativos no 2T17. Esse aumento é principalmente devido a marcação a mercado do swap para os Bonds, no valor de R$ 75,8 milhões.
21
3. Light Energia - Geração
3.1. Desempenho Operacional
3.1.1. Compra e Venda de Energia
No 2T18, o volume de venda de energia no ACL aumentou 4,8% em comparação ao mesmo período do ano anterior, principalmente devido a política de sazonalização dos contratos existentes.
Ao longo do 2T18 foram realizadas as seguintes compras de energia: em abril, 60 MWm, em maio, 110 MWm, e em junho, 140 MWm. Todas elas com vigência em 2018, com objetivo de recompor o hedge hidrológico da Light Energia que no trimestre ficou em aproximadamente 16%.
A Light Energia encontra-se amparada por uma decisão que a desobriga de realizar os pagamentos relativos a eventuais exposições nas liquidações mensais da CCEE que evita o pagamento da energia no mercado spot, protegendo seu fluxo de caixa, embora este custo seja regularmente integralmente reconhecido no resultado. O saldo bruto do passivo provisionado em 30 de junho de 2018, referente ao período de maio/15 a junho/18, era de aproximadamente R$ 630 milhões (ou R$ 464 milhões, já líquidos dos valores a receber).
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GSF - Generation Scaling Factor
PLD Médio Mensal SE/CO (R$/MWh)
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3.2. Desempenho Financeiro
3.2.1. Receita Líquida
Neste trimestre houve um aumento de R$ 25 milhões na receita líquida em comparação com mesmo período no ano anterior, devido ao aumento da venda de energia no ACL (R$ 11 milhões) e no mercado spot (R$ 13 milhões)12, associado à estratégia de sazonalização dos contratos e aumento do PLD.
3.2.2. Custos e Despesas
A variação de R$ 33 milhões no total de custos e despesas no 2T18 em relação ao 2T17 ocorreu principalmente em função de um aumento na despesa com compra de energia de R$ 33 milhões, decorrente da estratégia de assegurar maior proteção ao longo do ano contra patamares de GSF mais desafiadores.
12Para fins de contabilização na CCEE, no fechamento mensal utiliza-se como referência o GSF=1. No mês subsequente, a CCEE informa o ajuste necessário no
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3.2.3. Resultado Financeiro
O resultado financeiro foi negativo em R$ 72 milhões no 2T18, ante R$ 28 milhões negativos no 2T17. Essa queda é decorrente principalmente devido a marcação a mercado do swap para os Bonds, no valor de R$ 38,6 milhões.
3.2.4. Resultado Líquido
A Light Energia, excluindo Participações, obteve um lucro líquido de R$ 13 milhões no 2T18, registrando uma queda de R$ 34 milhões em comparação ao 2T17. Incluindo-se o efeito da equivalência patrimonial de Renova e Guanhães, apurou-se um prejuízo líquido de R$ 11 milhões no 2T18 no período.
No 2T17, o valor de equivalência patrimonial da Renova foi de R$ 45 milhões, impactado positivamente pela venda das ações que a Renova detinha na empresa TerraForm Global, além do acordo para encerramento do processo arbitral também contra a TerraForm Global.
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4. Light Com - Comercialização
4.1. Desempenho Operacional
No 2T18, o volume de comercialização registrou queda de 5,6% em comparação ao mesmo período do ano anterior. Essa redução foi causada pelo término da vigência de alguns contratos de compra e venda de energia em dezembro de 2017. O aumento no preço médio de venda foi causado pelo reajuste anual de preços dos contratos existentes assim como pelo repasse da energia adquirida para recomposição do hedge da Light Energia.
4.2. Desempenho Financeiro
A diminuição em R$ 5 milhões no lucro líquido da Light Com entre o 2T18 e o 2T17 se deveu principalmente em razão do término da vigência de alguns contratos de compra e venda de energia em dezembro de 2017.
26
5. Light ESCO - Serviços
5.1. Desempenho Financeiro
Em 20 de março de 2018 foi assinado um SPA com a Ecogen para realizar a venda da Light ESCO. Resta ainda o cumprimento de determinadas condições precedentes para a concretização do fechamento da operação.
27
6. Endividamento
28
A dívida líquida da Companhia em junho de 2018 foi de R$ 7.935 milhões. Esse aumento pode ser explicado principalmente pelas captações de recursos, compensadas pelas amortizações e pagamentos de juros ocorridos no trimestre. As operações realizadas foram: (i) captação de notes units (bonds) no valor de US$ 600 milhões, sendo US$ 400 milhões na Light SESA e US$ 200 milhões na Light Energia, com a contratação de proteção cambial (full hedge) para toda a dívida (principal e juros); (ii) captação de FIDC no valor de R$ 1,4 bilhão. Tais operações fizeram parte de uma estratégia estruturada de refinanciamento iniciada no 1º semestre de 2017, cujas principais ações foram:
Julho de 2017: Captação de debêntures no montante de R$ 400 milhões na Light SESA, sendo R$ 200 milhões com prazo de 18 meses e R$ 200 milhões com prazo de 3 anos;
Novembro de 2017: Captação de debêntures de infraestrutura no valor de R$ 459 milhões na Light SESA e prazo de 5 anos;
Dezembro de 2017: Captação de Notas Promissórias no montante de R$ 400 milhões na Light SESA, com vencimento de 13 meses;
Fevereiro de 2018: Rolagem de R$ 727 milhões junto ao Citibank, sendo R$ 632 milhões na Light SESA e R$ 92 milhões na Light Energia, ambas com prazo de 3 anos;
Março de 2018: Rolagem de R$ 425 milhões na Light SESA junto ao Banco do Brasil, com prazo de 3 anos, sendo R$ 325 milhões desembolsados em março de 2018 e R$ 100 milhões em maio de 2018;
Maio de 2018: Emissão de US$ 600 milhões de bonds no mercado externo, sendo US$ 400 milhões na Light SESA e US$ 200 milhões na Light Energia, já internalizados e com hedge integral para CDI;
Junho de 2018: Captação de FIDC no valor de R$ 1,4 bilhão em 2 séries (i) R$ 1,0 bilhão com custo CDI + 1,20% e (ii) R$ 400 milhões com custo IPCA + 5,75%.
A estratégia de melhora do perfil da dívida Companhia tem como objetivo: (i) efetuar o pagamento de dívidas de curto e longo prazo; (ii) estender o vencimento de empréstimos e financiamentos; (iii) reforçar a liquidez e (iv) reduzir o custo da dívida. Após essas operações, o prazo médio da dívida subiu de 2,1 anos no 1T18 para 3,1 anos no 2T18, e as disponibilidades da Companhia subiram de R$ 214 milhões no 1T18 para R$ 1.951 milhões no 2T18. A Companhia saiu de um Capital Circulante Líquido negativo de R$ 1.966 milhões no 2T17 para um Capital Circulante Líquido positivo de R$ 926 milhões no 2T18.
Amortização dos Empréstimos e Financiamentos e Debêntures (R$ MM) Prazo Médio: 3,1 anos
29
O indicador de covenants Dívida Líquida/EBITDA encerrou o 2T18 em 3,32x, abaixo do limite máximo de 3,75x estabelecido contratualmente. O indicador EBITDA/Juros foi de 4,14x no 2T18, acima do limite mínimo de 2,0x estabelecido contratualmente.
Dívida Bruta e Líquida Consolidada (R$ MM)
Indexadores da Dívida Custo da Dívida
31
6.2. Abertura do Endividamento
Light SESA
Amortização¹ (R$ MM) Indexadores de Dívida
Prazo Médio: 3,1 anos
Light Energia
Amortização¹ (R$ MM) Indexadores da Dívida
Prazo Médio: 3,1 anos
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7. Investimento Consolidado
Abertura do Investimento da Light SESA (Distribuição e Administração) (R$ MM)
O investimento consolidado da Companhia, excluindo os aportes, registrou um aumento de 14,8% (R$ 22 milhões) no 2T18 contra o 2T17, devido ao maior número de manutenções preventivas e aceleração do projeto de self healing para redução do DEC/FEC, aumento nos investimentos do plano de revitalização do subterrâneo e crescimento no volume de novas ligações de rede. Já os aportes ficaram em linha na comparação trimestral, mas continuam apresentando uma forte queda no acumulado (redução de 46,5%).
33
8. Estrutura Acionária, Societária, e Mercado de Capitais
As ações da Light S.A. (LIGT3) estavam cotadas a R$ 11,16 ao final de junho de 2018. O valor de mercado da Companhia encerrou o trimestre em R$ 2,3 bilhões.
34
9. Programa de Divulgação
Aviso
As informações operacionais e as referentes expectativas da Administração quanto a desempenho futuro da Companhia não foram revisadas pelos auditores independentes. As declarações sobre eventos futuros estão sujeitas a riscos e incertezas. Tais declarações têm como base crenças e suposições de nossa Administração e informações a que a Companhia atualmente tem acesso. Declarações sobre eventos futuros incluem informações sobre nossas intenções, crenças ou expectativas atuais, assim como aquelas dos membros do Conselho de Administração e Diretores da Companhia. As ressalvas com relação às declarações e informações acerca do futuro também incluem informações sobre resultados operacionais possíveis ou presumidos, bem como declarações que são precedidas, seguidas ou que incluem as palavras “acredita”, “poderá”, “irá”, “continua”, “espera”, “prevê”, “pretende”, “estima” ou expressões semelhantes. As declarações e informações sobre o futuro não são garantias de desempenho. Elas envolvem riscos, incertezas e suposições porque se referem a eventos futuros, dependendo, portanto, de circunstâncias que poderão ocorrer ou não. Os resultados futuros e a criação de valor para os acionistas poderão diferir de maneira significativa daqueles expressos ou sugeridos pelas declarações com relação ao futuro. Muitos dos fatores que irão determinar estes resultados e valores estão além da capacidade de controle ou previsão da LIGHT SA.
35
ANEXO I
36
ANEXO II
37
ANEXO III
38
39
ANEXO IV
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41
42
ANEXO V
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44
45
ANEXO VI
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Lista de Abreviaturas e Siglas
ACL - Ambiente de Contratação Livre
ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica
APZ - Área de Perda Zero
BNDES - Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social
CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
CCRBT - Conta Centralizadora de Recursos da Bandeira Tarifária
CDE - Conta de Desenvolvimento Energético
Conta-ACR - Conta no Ambiente de Contratação Regulada
CUSD - Contrato de Uso do Sistema de Distribuição
CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão
CVA - Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A”
CVM - Comissão de Valores Mobiliários
DDSD – Delegacia de Defesa dos Serviços Delegados
DEC - Duração Equivalente de Interrupção
DIC - Duração de Interrupção Individual por unidade Consumidora
DIT – Demais Instalações de Distribuição
ESS - Encargo de Serviço do Sistema
FEC - Frequência Equivalente de Interrupção
FIC - Frequência de Interrupção Individual por unidade Consumidora
GSF - Generation Scaling Factor ou Fator de ajuste da Garantia Física
O&M - Operação e Manutenção
PCH - Pequena Central Hidrelétrica
PECLD - Provisões Estimada para Crédito de Liquidação Duvidosa
PLD - Preço de Liquidação das Diferenças
PMSO - Pessoal, Material, Serviços e Outros
REN - Recuperação de Energia
TOI - Termo de Ocorrência e Inspeção
TUSD - Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição
TUST - Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão
UHE - Usina Hidrelétrica
UTE - Usina Térmica
BM&FBOVESPA: LIGT3 Conference Call: Fernanda Crespo (IR Superintendent): +55 (21) 2211-4940 OTC: LGSXY Date: 8/14/2018 Marcio Loures Penna (IR Specialist): +55 (21) 2211-2828 Total shares: 203,934,060 shares Time: 2:30 pm Brazil / 1:30 pm US ET Camilla Gonzaga (IR Analyst): +55 (21) 2211-2728 Total free float: 97,629,475 shares (47.87%) Phone: +55 (11) 2188 0155 / +1 (646) 843 6054 Regiane Abreu (Sustainability Specialist): +55 (21) 2211-2732 Market Cap (6/30/18): R$2.3 billion Webcast: ri.light.com.br
Light records consolidated adjusted EBITDA of R$446 million in 2Q18, representing a
111% increase compared to 2Q17, The Billed Market increased by 4.9% compared to
2Q17 and DEC/FEC are following a solid downward trend
Operating and Financial Highlights
Consolidated adjusted
EBITDA totaled R$446 million
in 2Q18, representing a significant increase of 110.8% compared to 2Q17.
In 2Q18, net loss totaled
R$25 million, primarily due to the economic effect of the mark-to-market of the swap agreement related to the issuance of Bonds, in the amount of R$77 million (net of taxes). Excluding this effect,
the Company recorded net income of R$52 million, representing an increase of R$103 million compared to 2Q17.
The Total Billed Market recorded a 4.9% increase compared to 2Q17, including
increases in the residential segment (4.2%), industrial segment (15.2%), others (11.0%) and concessionaires (6.6%).
In 2Q18, DEC (12 months) was 7.81 hours, representing an improvement of 1.9% compared to 1Q18 and already
20.3% below the level established by ANEEL for the end of 2018 (9.80 hours). In 2Q18, FEC (12 months) also improved,
reaching 4.73 times, representing a 2.1% decrease compared to 1Q18 and 21.3% below the level established by ANEEL
for 2018 (6.01 times).
In 2Q18, PECLD totaled R$125 million (compared to R$268 million in 2Q17). In the 12-month period, the
PECLD/Gross Revenue ratio was 2.0%, positively affected by the exclusion of the PECLD for 2Q17, whose amount was more than twice the amount recorded in 2Q18. In 2Q18, the total collection rate was 98.1%, representing a 3.5 p.p. increase compared 94.6% in 1Q18.
In June 2018, total losses on grid load (12 months) were 22.98%, representing a slight increase compared to 1Q18
(22.72%). Accordingly, the difference in relation to the regulatory level (20.62%) increased from 2.10 p.p. to 2.36 p.p.
Issuance of FIDC quotas in the amount of R$1.4 billion by Light SESA, in two series, of which: (i) R$1 billion accrues
interest at the DI rate + 1.20% per year; and (ii) R$400 million accrues interest at the IPCA + 5.75% per year. The FIDC funding transaction, together with the issuance of Bonds in the amount of US$600 million, completed in May, represents an important stage of the Company’s strategy to improve its debt profile. The main objectives of this strategy are to: (i) repay short- and long-term debt; (ii) extend the maturity date of loans and financings; and (iii) reinforce liquidity.
In 2Q18, the Net Debt/EBITDA ratio was 3.32x, below the contractual covenant limit of 3.75x. Net debt at the end
of 2Q18 totaled R$7,935 million. In 2Q18, the EBITDA/Interest Coverage ratio was 4.14x, above the minimum limit of 2.00x.
1 – EBITDA is a non-GAAP and non-IFRS financial measure used by the Company as an additional measure of operating performance. It should not be considered in isolation or as an alternative to net income or operating income or as a measure of operating performance or liquidity. CVM EBITDA is calculated in accordance with CVM Instruction 527/2012 and represents net income before income and social contribution tax, net financial expense, depreciation and amortization. A reconciliation is provided in Annex VII. 2 – EBITDA for covenant purposes is CVM EBITDA less equity income, provisions and other operating income (expenses). 3 – Adjusted EBITDA is CVM EBITDA less equity income and other operating income (expenses). Adjusted EBITDA has been used for the analyses included in this release.
2
Table of Contents
1. Light S.A. – Consolidated ... 3
1.1. Consolidated Financial Performance ... 3 1.2. Consolidated Adjusted EBITDA ... 4 1.3. Consolidated Net Income (Loss) ... 5
2. Light SESA – Distribution ... 6
2.1. Operating Performance ... 6 2.1.1. Market... 6 2.1.2. Energy Balance ... 9 2.1.3. Energy Losses ... 10 2.1.4. Collection ... 13 2.1.5. Quality Indicators ... 15 2.2. Financial Performance ... 17 2.2.1. Net Revenue ... 17 2.2.2. Costs and Expenses ... 18 2.2.2.1. Manageable Costs and Expenses ... 18 2.2.2.2. Non-manageable Costs and Expenses ... 19 2.2.3. “A Component” Variation Offset Account – CVA ... 20 2.2.4. Financial Result ... 20
3. Light Energia – Generation ... 21
3.1. Operating Performance ... 21 3.1.1. Energy Sales ... 21 3.2 Financial Performance ... 23 3.2.1. Net Revenue ... 23 3.2.2. Costs and Expenses ... 23 3.2.3. Financial Result ... 24 3.2.4. Net Income (Loss) ... 24
4. Light Com – Trading ... 25
4.1. Operating Performance ... 25 4.2. Financial Performance ... 25
5. Light ESCO – Services ... 26
5.1. Financial Performance ... 26
6. Indebtedness ... 27
6.1. Light S.A. ... 27 6.2. Debt Breakdown ... 31
7. Consolidated Capital Expenditure ... 32 8. Ownership and Corporate Structure and Capital Market ... 33 9. Reporting Schedule ... 34 APPENDIX I. Generation Projects ... 35 APPENDIX II. CVM EBITDA Reconciliation ... 36 APPENDIX III. Income Statement ... 37 APPENDIX IV. Statement of Financial Position ... 39 APPENDIX V. Statement of Cash Flows ... 42 APPENDIX VI. Financial Result – Light S.A. ... 45
3
1. Light S.A. – Consolidated
1.1. Consolidated Financial Performance
For ease of understanding, positive percentage variations in the tables setting forth operating and financial results indicate an improvement (i.e., an increase in income or decrease in costs and expenses), while negative percentage variations indicate a deterioration (i.e., a decrease in income or increase in costs and expenses).
4
1.2. Consolidated Adjusted EBITDA
4EBITDA of the Distribution company was positively affected between 2Q18 and 2Q17, primarily due to the recovery of the billed market and the decrease in PECLD (see Sections 2.1.1 and 2.2.2). EBITDA of the Generation company, notwithstanding a robust result of R$103 million in 2Q18, decreased by R$9 million compared to 2Q17, due to higher expenses with energy purchases in 2Q18, as a result of the strategy to ensure greater protection during the year against more challenging GSF levels (see Section 3.2.2).
Consolidated Adjusted EBITDA 2Q17 / 2Q18 – R$ Million
4Adjusted EBITDA is calculated as net income (loss) before income tax and social contribution, equity income, other operating income (expenses), net financial result,
5
In 2Q18, the Company’s consolidated loss decreased by R$26 million compared to 2Q17, primarily due to the improvement in EBITDA from the Distribution company. In 2Q18, net loss totaled R$25 million, primarily due to the negative economic impact of the mark-to-market of the swap agreement related to the issuance of Bonds, in the amount of R$77 million, and the decrease in equity income (see Sections 2.2.5 and 3.2.4).
Consolidated Net Income (Loss) 2Q17 / 2Q18 – R$ Million
6
2. Light SESA – Distribution
2.1. Operating Performance
2.1.1. Market
7
Total Billed Market (GWh) 2Q18
Total Billed Market (GWh) 1H18
8
Energy Market Energy Market
2Q18 1H18
As of 1Q18, we started to include in the energy market the consumption of energy of the Concessionaires to align the total volume with the volume that is regularly reported to ANEEL. For purposes of analysis, we also adjusted the retroactive volume basis (2Q17).
In 2Q18, total energy consumption amounted to 7,160 GWh, representing a 4.9% increase compared to 2Q17. In 2018, notwithstanding a negatively atypical quarter due to temperatures below historical averages for the period, total consumption reached 14,618 GWh, representing a decrease of only 1.8% compared to 2017. Including unbilled consumption, which actually affects the result, energy consumption decreased by
only 0.4% compared to 1H17.
Following an upward trend, the free market accounted for 28% of total consumption in 2Q18, compared to 23% in 1Q18 and 22% in 2Q17. The increase in consumption in the free market is primarily due to the migration of captive customers from the commercial and industrial segments. It is worth noting that the migration of customers from the regulated market to the free market does not affect the margin of the Distribution company, as energy continues to be transported by the Company.
The Residential segment, notwithstanding an unfavorable social and economic scenario in Rio de Janeiro, recorded an increase in consumption of 4.2% in 2Q18, compared to 2Q17. This increase was due to average temperatures of 23.2°C in the period, 0.2°C higher than in 2Q17.
The Commercial segment was the only one that recorded a decrease in consumption in 2Q18, compared to 2Q17. In 2Q18, energy consumption totaled 1,969 GWh, representing a 3.4% decrease, due to the reclassification, to the Commercial segment, of 77GWh of consumption related to the 2016 Rio Olympic Games, recorded as “Others” in 2Q17. In 2Q18, 44 customers migrated from the captive market, contributing to an increase of 20 GWh in consumption of energy in the free market.
The Industrial segment recorded an increase in consumption of 15.2% in 2Q18, compared to 2Q17, maintaining the prospect of economic recovery in Brazil. In 2Q18, free industrial customers increased their consumption by 20% compared to 2Q17, representing an increase of 192 GWh in energy consumption. The strong demand of customers from the steel industry continue to stand out and, in 2Q18, they accounted for 19% of the increase in consumption in the Industrial segment.
9
Energy Distribution Balance (GWh) Accumulated in 2018
10
2.1.3. Energy Losses
Changes in Total Losses 12 Months
Change in Gap between Actual Losses and Regulatory Losses
11
that also involves the improvement in collection rate and management of PDD. In the last quarters, the Company has presented consistent progress in these three fronts and has sought to adjust its strategy to the peculiarities of its concession area.
In 2Q18, the program to combat losses prevented the loss of 364 GWh, of which 273 GWh corresponded to energy recovery (REN), 67 GWh to energy incorporation (IEN) and 24 GWh to load reduction, representing an 11% decrease compared to prevented losses of 328 GWh in 2Q17 (of which 278 GWh corresponded to REN, 34 GWh to IEN and 16 GWh to load reduction). This decrease is part of a process to constantly seek efficiency improvements in the Company’s strategy to combat losses, in order to reach a sustainable balance between the volume of REN and the inventory of PECLD.
In 2Q18, in possible areas5, non-technical losses totaled 3,204 GWh (53.4% of Light’s non-technical losses)
and total losses reached 16.2% of the grid load (compared to 16.0% in 1Q18).
In risk areas, total losses decreased to 79.8% of the grid load (compared to 80.1% in 1Q18), primarily due to the investments that have been made in the installation of boundary meters to improve the accuracy in assessment of losses in these areas. Currently, the Company monitors losses in approximately 70% of its risk areas.
In the 12-month period ended June 2018, total losses amounted to 8,392 GWh, representing 22.98% of the grid load, or 2.36 p.p. above the Company’s percentage of regulatory transfer of 20.62%6, pursuant to the
parameters established by ANEEL in the Tariff Adjustment (RTP) in March 2017, already adjusted by the reference market for the next 12 months and ratified by ANEEL at the time of the tariff adjustment (IRT) in March 2018.
The Company currently has 901,000 installed electronic meters. Currently, the Company remotely controls approximately 65% of the bills of the distribution company through the metering control center. This monitoring is key to identify targets for inspections, discipline the market and avoid recurrent energy theft.
5Light’s concession areas where minimum safety conditions for the operation of the distribution company exist.
6Calculated based on loss pass-through levels established by ANEEL in the 4th Periodic Tariff Revision (4th RTP), ratified on March 15, 2017 for the 2017-2022 period, as
follows: 6.34% for technical losses on the grid load and 36.06% for non-technical losses on the low voltage market. These percentages may vary during the cycle due to the performance of the low voltage market and the grid load.
12
Changes in Non-Technical Losses/Low Voltage Market 12 Months
13
Collection Rate by Segment (Considering overdue bills)
Historical Total Collection Rate (Considering overdue bills)
The Company has been structurally improving its collection rate, taking into account overdue bills. Accordingly, as set forth in the chart above, the total collection rate increased from 98.2% in 1H17 to 100.2% in 1H18, including increases in all segments. Excluding REN, the total collection rate increased from 99.1% in 1H17 to 100.7% in 1H18.
It is worth noting that the collection rate is directly affected by the Company’s current strategy to combat losses, fundamentally based on the retroactive billing of unbilled consumption (REN) in the retail segment (residential and commercial segments). As of 2Q18, the Company started to report its collection rate taking
14
into account only overdue bills, i.e., excluding bills that are not yet due. Accordingly, the collection rate is consistent with the Company’s actual collection capacity.
In 2Q18, PECLD totaled R$125 million (compared to R$268 million in 2Q17). In the 12-month period, the PECLD/Gross Revenue ratio was 2.0%, positively affected by the exclusion of the PECLD for 2Q17, which was above the historical quarterly average. Under its current strategy to combat losses, the Company expects to maintain the PECLD/Gross Revenue ratio (12 months) at approximately 3%.
Changes in REN in the Quarter and in the Last 12 Months
Considering that the increase in REN under the Company’s current strategy to combat losses also resulted in increases in (i) PECLD, (ii) judicial contingencies (associated with customers’ questionings) and (iii) operating expenses of field teams, the marginal EBITDA, associated with a billed REN volume of R$908 million in the last 12 months, totaled approximately R$112 million, i.e., approximately 6% of Light SESA’s adjusted EBITDA for the last 12 months. This shows that the final objective of the REN billing strategy is to discipline the market and does not significantly affect EBITDA.
PECLD/Gross Revenue7
(Supply – 12 Months)
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DEC (hours)12 months
FEC (times) 12 months
Quality indicators remain consistently at good levels due to the operating improvements and investments made during the year. In June 2018, DEC (12 months) was 7.81 hours, representing a 1.9% improvement compared to March 2018, below the limit of 9.80 hours, as established by ANEEL in Light’s Concession Agreement for the end of the year. In June 2018, FEC (12 months) was 4.73 times, representing a 2.1% improvement compared to March 2018, also below the limit of 6.01 times, as established by ANEEL in Light’s Concession Agreement for 2018.
In 2Q18, DIC/FIC/DMIC/DICRI increased by R$3 million compared to 2Q17, due to an increase in the number of events in the Company’s concession area caused by heavy rain in February, which were accounted for in 2Q18.
Pursuant to SRD/ANEEL Resolution No. 459/18, published on March 5, 2018, the Company, having qualified under Presidential Decree dated July 28, 2017, subitem “i” of item 2.222 of Section 1.2 of Module 1 of
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PRODIST8, may exclude from its DEC/FEC indicators all events in which the Company was confirmedly unable
to restore power supply as a result of violence. The Company may exclude these events as of July 28,2017, date on which the Presidential Decree took effect. Only compensations (DIC/FIC/DMIC) not yet paid to consumers will be affected.
This achievement is the result of the work developed by Light, which requested from ANEEL a more suitable treatment with regards to quality indicators, in view of the risk areas9 located in its concession area.
8PRODIST are documents prepared by ANEEL that regulate and standardize technical activities related to the operations and performance of energy distribution
systems.
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2.2.1. Net Revenue
10In 2Q18, net revenue, excluding construction revenue, increased by 25.2% (R$494 million) compared to 2Q17, including the following highlights:
an increase of R$199 million in Energy Sold, primarily due to a higher consumption of energy in the period;
an increase of R$156 million in CVA, primarily due to a difference in the Basic Network CVA between quarters (consisting of a negative amount in 2Q17, as the tariff coverage exceeded expenses in the quarter, which did not happen in 2018). Additionally, in 2Q18, expenses with Hydrological Risk increased;
10On December 10, 2014, the Company entered into the fourth amendment to its distribution concession agreement, pursuant to which the remaining balances of any
tariff under-collected amounts or reimbursements at the end of the concession will be added or deducted from the indemnification amount, allowing the recognition of the balances of these regulatory assets and liabilities.
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an increase of R$31 million in TUSD due to the migration of captive customers to the free market and the especially strong demand from the steel industry, which drove consumption in the industrial segment; and
a decrease of R$102 million in the CCRBT/ACR Account transfer, primarily due to lower revenues from Tariff Flags in 2Q18 compared to 2Q17. These lower revenues resulted in lower transfers to the CCRBT/ACR Account by Light in the period.
2.2.2. Costs and Expenses
2.2.2.1. Manageable Costs and Expenses
In 2Q18, Manageable Costs and Expenses, which include PMSO (Personnel, Materials, Outsourced Services and Others), Provisions, Depreciation and Other Operating Revenue (Expenses), totaled R$525 million, representing a 26.1% decrease compared to 2Q17.
PMSO decreased by R$14 million compared to 2Q17, primarily due to higher amounts paid as bonus for 2016. Provisions – PECLD decreased by R$143 million due to the new method implemented by the Company, which replaces the “incurred losses” model by an “expected credit losses” forward-looking model. The purpose of this change is to recognize expected credit losses from all financial instruments whose credit risk increased significantly since their initial recognition, assessed individually or collectively, taking into account all reasonable and sustainable information, including forward-looking information.
19
In 2Q18, non-manageable costs and expenses increased by 27.8% compared to 2Q17, primarily due to the R$246 million increase in transmission charges, mainly as a result of the recording of indemnifications paid to transmission companies in 2018.
In 2Q18, energy auctions increased by R$97 million (or 13.9%) compared to 2Q17, primarily due to new auctions, whose supply began in 2018; entry of new UHE members; and annual adjustment of CCEAR amounts based on IPCA.
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2.2.3. “A Component” Variation Offset Account – CVA (R$ million)
2.2.4. Financial Result
In 2Q18, net financial expenses totaled R$229 million compared to net financial expenses of R$144 million in 2Q17. This increase is primarily due to the mark-to-market of the swap agreement related to the issuance of Bonds, in the amount of R$75.8 million.
21
3. Light Energia – Generation
3.1. Operating Performance
3.1.1. Energy Sales
In 2Q18, energy sales in the ACL increased by 4.8% compared to 2Q17, primarily due to the seasonality policy applied to existing contracts.
During 2Q18, energy was purchased as follows: 60 MWm in April, 110 MWm in May, and 140 MWm in June, all of which are in effect in 2018 to restore Light Energia’s reserves. In 2Q18, Light Energia’s hydrological hedge totaled approximately 16%.
Pursuant to a court decision, Light Energia does not have to make payments relating to any exposure in monthly CCEE settlements, exempting it from making payments in the spot market and protecting its cash flows, even though this cost is regularly recognized in its result. As of June 30, 2018, the gross balance of the provision for liabilities for the period between May 2015 and June 2018 totaled approximately R$630 million (or R$464 million, net of amounts receivable).
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GSF – Generation Scaling Factor
Average Monthly PLD Southeast/Midwest (R$/MWh)
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3.2.1. Net Revenue
In 2Q18, net revenue increased by R$25 million compared to 2Q17, due to the increase in the sale of energy in the ACL (R$11 million) and in the spot market (R$13 million)11, together with the strategy to make contracts
seasonal, improve the GSF and increase the PLD.
3.2.2. Costs and Expenses
In 2Q18, costs and expenses increased by R$33 million compared to 2Q17, primarily due to a R$33 million increase in energy purchase expenses, as a result of the strategy to ensure higher protection during the year against more challenging GSF levels.
11For purposes of CCEE accounting, GSF=1 at the closing of each month. In the subsequent month, CCEE indicates the billing adjustment required to reflect the actually
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3.2.3. Financial Result
In 2Q18, net financial expenses totaled R$72 million compared to net financial expenses of R$28 million in 2Q17. This decrease is primarily due to the mark-to-market of the swap agreement related to the issuance of Bonds, in the amount of R$38.6 million.
3.2.4. Net Income (Loss)
Light Energia’s net income, excluding equity income, totaled R$13 million in 2Q18, representing a R$34 million decrease compared to 2Q17. Light Energia’s net loss, including the effect of Renova and Guanhães equity income, totaled R$11 million in 2Q18.
In 2Q17, equity income from Renova totaled R$45 million, positively affected by the consolidation of the sale of shares it held in TerraForm Global.
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4. Light Com – Trading
4.1. Operating Performance
In 2Q18, sales volume decreased by 5.6% compared to 2Q17, due to the expiration of certain energy purchase agreements in December 2017. The increase in the average sales price was due to the annual price adjustment under existing contracts and the transfer of energy purchased to restore Light Energia’s reserves.
4.2. Financial Performance
In 2Q18, net income of Light Com decreased by R$5 million compared to 2Q17 primarily due to the expiration of certain energy purchase agreements in December 2017.
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5. Light ESCO – Services
5.1. Financial Performance
On March 20, 2018, an SPA was entered into with Ecogen, provi ding for the sale of Light ESCO. The closing of this transaction is pending the fulfillment of certain conditions precedent.
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6. Indebtedness
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In June 2018, the Company’s net debt totaled R$7,935 million. This increase is primarily due to funding transactions, offset by repayments and payments of interest in the quarter. Funding transactions include: (i) issuance of notes units (bonds), in the amount of US$600 million, of which US$400 million was issued by Light SESA and US$200 million was issued by Light Energia; and (ii) issuance of FIDC quotas in the amount of R$1.4 billion. These transactions are part of a structured refinancing strategy that started to be implemented in the first half of 2017, whose main actions were:
July 2017: issuance of debentures in the amount of R$400 million by Light SESA, of which R$200 million matures within 18 months and R$200 million matures within three years;
November 2017: issuance of infrastructure debentures in the amount of R$459 million by Light SESA, maturing within five years;
December 2017: issuance of Promissory Notes in the amount of R$400 million by Light SESA, maturing within 13 months;
February 2018: debt rollover in the amount of R$727 million with Citibank, of which R$632 million corresponds to Light SESA and R$92 million corresponds to Light Energia, both maturing within three years;
March 2018: debt rollover in the amount of R$425 million by Light SESA with Banco do Brasil, maturing within three years, of which R$325 million was disbursed in March 2018 and R$100 million was disbursed in May 2018;
May 2018: issuance of bonds in the amount of US$600 million in the foreign market, of which US$400 million was issued by Light SESA and US$200 million was issued by Light Energia. These amounts have already been received and were fully hedged, indexed to the CDI rate; and
June 2018: issuance of FIDC quotas in the amount of R$1.4 billion in two series: (i) R$1.0 billion, accruing interest at the DI rate + 1.20%; and (ii) R$400 million, accruing interest at IPCA + 5.75%. These funding transactions represent important stages of the Company’s strategy to improve its debt profile. The main objectives of this strategy are to: (i) repay short- and long-term debt; (ii) extend the maturity date of loans and financings; and (iii) reinforce liquidity. Following these transactions, the average maturity of the Company’s debt increased from 2.1 years in 1Q18 to 3.1 years in 2Q18, and the Company’s cash and cash equivalents increased from R$214 million in 1Q18 to R$1,951 million in 2Q18.
Amortization of Loans and Financing and Debentures (R$ MM) Average Maturity: 3.1 years
In 2Q18, the Net Debt/EBITDA ratio was 3.32x, below the contractual covenant limit of 3.75x. The EBITDA/Interest Coverage ratio was 4.14x in 2Q18, above the contractual minimum covenant limit of 2.0x.
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(R$ MM)Debt Indices Debt Service Costs
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Light SESA
Amortization¹ (R$ MM) Debt Indices
Average Maturity: 3.1 years
Light Geração
Amortization¹ (R$ MM) Debt Indices
Average Maturity: 3.1 years
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7. Consolidated Capital Expenditure
Breakdown of Capital Expenditure at Light SESA (Distribution and Management) (R$ MM)
The Company's consolidated investment, excluding contributions, increased by 14.8% (R$22 million) in 2Q18 compared to 2Q17. Contributions remained stable in the quarterly comparison, but decreased significantly in the aggregate for the year.
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8. Ownership and Corporate Structure and Capital Market
Light S.A.’s shares (LIGT3) were priced at R$11.16 at the end of June 2018. The Company’s market value closed the quarter at R$2.3 billion.
