1
BM &F BO V E S P A: LIGT 3 T eleconferência: F ern an d a Cresp o ( S u p erin ten d en te d e RI) : +55 (21) 2211-4940 O T C : LGSXY Data: 29/03/2019 L ilian Kau f m an ( E sp ecialista d e RI) : +55 (21) 2211-2828 T otal d e ações: 203.934.060 ações Horário: 14:30h Brasil / 13:30h US EDT Cam illa G on z ag a ( An alista d e RI) : +55 (21) 2211-2728
F ree F loat T otal: 101.979.463 ações (50,01%) T elef on es: +55 (11) 2188 0155 / +1 (646) 843 6054 Reg ian e Ab reu ( S u sten tab ilid ad e) : +55 (21) 2211-2732 V alor d e M ercad o (31/12/18): R$ 3,4 bilhões W eb cast: ri.light.com.br
Rio de Janeiro, 28 de março de 2019.
Light encerra 2018 com Lucro Líquido de R$ 166 milhões, 34% acima do verificado em
2017, e EBITDA Ajustado de R$ 1,684 bilhão. DEC/FEC consolidam padrão de excelência
Destaques Financeiros e Operacionais
O resultado consolidado apurado no 4T18 foi um lucro líquido de R$ 92 milhões, em linha
com o apresentado no 4T17 influenciado, principalmente, pela melhora do resultado financeiro. Ao longo de 2018, a Companhia manteve o foco na estratégia da melhora do perfil da dívida a fim de reforçar seu compromisso com a liquidez.
O EBITDA ajustado consolidado atingiu R$ 430 milhões
no 4T18, registrando uma queda de R$ 341 milhões contra o mesmo período do ano anterior. Esta redução é principalmente explicada pelos efeitos não recorrentes ocorridos no 4T17, dentre os quais o
ajuste do valor justo do ativo indenizável da concessão (VNR) na Distribuidora e o reconhecimento de indenização operacional na Comercializadora. Em menor extensão, a redução do mercado faturado e aumento das perdas complementam a redução do EBITDA. Expurgando os efeitos não recorrentes, o EBITDA Ajustado no 4T18 fica R$ 86 milhões abaixo em relação ao apurado no 4T17.
A redução do volume de REN no ano visou aprimorar o resultado do faturamento de REN, da arrecadação e da PECLD. O volume total de REN no 4T18 foi de 167 GWh, representando uma queda de 49,4% em comparação
ao volume do 4T17 (330 GWh). Já no ano de 2018, o montante de REN foi de 705 GWh versus 1.051 GWh, em 2017. Em linha com o patamar de REN, a constituição de PECLD no 4T18 de R$ 68 milhões, abaixo dos valores registrados nos trimestres anteriores de 2018. Na visão 12 meses, o indicador PECLD/ROB foi de 2,7%, mesmo valor apurado em 2017. A arrecadação total em 2018 foi de 98,5%, 1,9 p.p. acima de 2017, de 96,6%.
O índice de perdas totais sobre a carga fio (12 meses) em dezembro de 2018 foi de 23,95%, representando
um aumento em relação ao período encerrado no 3T18 (23,15%). Com isso, a diferença para o nível regulatório incluído na tarifa (20,62%) ficou em 3,33 p.p.
O DEC (12 meses) foi de 7,78 horas no 4T18, apresentando uma melhora de 14,9% em relação ao 4T17 e já
se encontrando 20,6% abaixo do nível pactuado com a ANEEL para o final de 2018 (9,80 horas). O FEC (12 meses)
registrou 4,44 vezes no 4T18, queda de 15,6% em relação ao 4T17 e 26,1% abaixo do nível pactuado com a ANEEL
para 2018 (6,01 vezes).
O indicador de covenants Dívida Líquida/EBITDA encerrou o 4T18 em 3,63x, abaixo do limite máximo de 3,75x estabelecido contratualmente para as dívidas com covenants de manutenção. A dívida líquida no final do
4T18 ficou em R$ 8.017 milhões. Já o indicador de covenants EBITDA/Juros, encerrou o 4T18 em 3,17x, acima do limite mínimo de 2,00x.
O investimento da Light S.A., excluindo aportes em participações, registrou R$ 278 milhões no 4T18 (+8,4%
comparado com 4T17) e R$ 799 milhões em 2018 (+7,3% em relação a 2017). Do total investido em 2018, cerca de 85% foram ativos elétricos, isto é, passíveis de reconhecimento na Base de Remuneração Regulatória.
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.
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Índice
1. Light S.A. - Consolidado ... 3
1.1. Desempenho Financeiro Consolidado ... 3
1.2. EBITDA Ajustado Consolidado ... 4
1.3. Resultado Consolidado ... 6
2. Light SESA – Distribuição ... 7
2.1. Desempenho Operacional ... 7
2.1.1. Mercado ... 7
2.1.2. Balanço Energético ... 10
2.1.3. Perdas de Energia Elétrica ... 11
2.1.4. Arrecadação ... 14
2.1.5. Qualidade Operacional ... 16
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 Não Gerenciáveis ... 18
2.2.2.2. Custos e Despesas 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. 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. Eventos Subsequentes ... 34
10. Programa de Divulgação ... 40
ANEXO I. Projetos de Geração ... 41
ANEXO II. Conciliação EBITDA CVM ... 42
ANEXO III. DRE ... 43
ANEXO IV. Resultado Financeiro - Light S.A. ... 45
ANEXO V. Balanço Patrimonial ... 46
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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).
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1.2. EBITDA Ajustado Consolidado
4No trimestre, o EBITDA da Distribuidora foi negativamente impactado pelos itens não recorrentes ocorridos no 4T17 apresentados no quadro abaixo e, em menor medida, pelo aumento de R$ 80 milhões nas provisões em relação ao mesmo período do ano anterior (vide seção 2.2.2), pela redução do mercado faturado e pelo maior gap de perdas no 4T18 quando comparado ao do 4T17 (vide seção 2.1.3). Já o EBITDA da Geradora registrou um aumento de R$ 29 milhões em comparação ao 4T17 em razão do melhor nível de GSF no 4T18 e da estratégia da Light Energia de recomposição do hedge hidrológico por meio de compra de energia (vide seções 3.1.1 e 3.2.1).
Desconsiderando os itens não-recorrentes, o EBITDA Ajustado do 4T18 fica R$ 86 milhões abaixo do valor do 4T17. Ressaltamos os seguintes eventos extraordinários ocorridos no 4T17:
Distribuição - Ajuste do valor justo do ativo indenizável da concessão (VNR): +R$ 190 milhões no 4T17, em função da homologação pela ANEEL da Base de Remuneração Regulatória (BRR) definitiva na Revisão Tarifária de 2017.
Comercialização – Reconhecimento de indenização operacional de R$ 65 milhões referente a ajustes em um contrato de aquisição de energia com a Renova.
4EBITDA Ajustado é calculado a partir do lucro líquido antes do imposto de renda e contribuição social, equivalência patrimonial, outras receitas/despesas operacionais, despesas financeiras líquidas, depreciação e amortização.
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EBITDA Ajustado Consolidado 4T17 / 4T18 - R$ Milhões
EBITDA Ajustado Consolidado 2017 / 2018 - R$ Milhões
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1.3. Resultado Consolidado
O Lucro Líquido consolidado da Companhia no 4T18 foi de R$ 92 milhões, R$ 1 milhão acima do observado no 4T17. Este resultado é decorrente do melhor resultado financeiro e da equivalência patrimonial (vide seção 3.2.4), que praticamente compensaram a redução do EBITDA da Distribuidora.
Lucro Líquido Consolidado 4T17 / 4T18 - R$ Milhões
Lucro Líquido Consolidado 2017 / 2018 - R$ Milhões
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2. Light SESA - Distribuição
2.1. Desempenho Operacional
2.1.1. Mercado
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Mercado Faturado Total (GWh) 4T18
Mercado Faturado Total (GWh) 2018
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Mercado de Energia Elétrica Mercado de Energia Elétrica 4T18 2018
A partir do 1T18, o volume referente ao consumo das Concessionárias foi incluído na apresentação do mercado de energia elétrica com objetivo de torná-lo similar ao que é regularmente reportado à Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Para efeito de análise, a base do volume retroativo (4T17) também foi alterada.
No acumulado de 2018, mesmo com um primeiro semestre negativamente impactado pela: i) temperatura atipicamente abaixo da média histórica do primeiro trimestre, e ii) greve dos caminhoneiros que afetou severamente o consumo da classe comercial no segundo trimestre do ano; o mercado total, expurgando o efeito da REN, atingiu 27.322 GWh, ficando apenas 0,1% abaixo dos 27.338 GWh registrados no 2017. O mercado total de energia no 4T18 foi de 6.954 GWh, representando uma redução de 3,5% em relação ao 4T17. Desconsiderando a REN, o mercado total de energia no 4T18 foi de 6.787 GWh e no 4T17 foi de 6.876 GWh, o que representa uma redução de 1,3% no mercado faturado.
O mercado livre continuou seguindo sua trajetória de alta representando 27,3% do mercado total (excluindo as concessionárias) no 4T18 contra 25,0% no 4T17. Tal aumento está relacionado principalmente à migração de clientes cativos das classes 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 concessionária e tais clientes pagam a TUSD à Companhia.
No 4T18, o consumo da classe residencial foi de 2.072 GWh, contra 2.352 GWh no 4T17, representando uma queda de 11,9%. Porém, como esta classe é a que concentra a maior parcela de REN, expurgando este efeito, a redução do consumo foi de 2,5%, mesmo percentual de variação de 2018 frente a 2017, explicada principalmente pelo cenário socioeconômico ainda desfavorável no estado do Rio de Janeiro.
O consumo das classes comercial e industrial no 4T18 permaneceu em linha com o mesmo período do ano anterior. Já as demais classes, representadas por “outros”, registraram um aumento de 6,6% no 4T18 devido, principalmente, a um faturamento extraordinário referente à iluminação pública.
No 4T18 foram recuperados (REN) 167 GWh em todas as classes, contra 330 GWh no 4T17. Já no acumulado do ano foram recuperados 705 GWh versus 1.051 GWh em 2017.
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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 ao furto de energia, além de ser medido efetivamente pelo nível de redução de perdas, é um processo que envolve também a taxa de arrecadação e a provisão esperada para créditos de liquidação duvidosa (PECLD). Em continuidade à estratégia do programa de combate ao furto de energia, a Companhia reduziu o volume de REN para 705 GWh (12 meses), o que representou uma queda de 35,9% se comparada ao ápice do volume de REN findo no 3T17 de 1.100 GWh (12 meses) e 18,8% inferior ao volume findo no 3T18 de 868 GWh (12 meses). Em virtude disso, o indicador de perdas sobre carga fio dos últimos 12 meses encerrados em dezembro de 2018 sofreu um aumento, fechando em 23,95%.
A Companhia acredita que a redução do volume de REN nos últimos dois trimestres de 2018, a despeito de contribuir para o aumento circunstancial do indicador de perdas, se faz necessária uma vez que privilegia o equilíbrio entre o faturamento de REN, arrecadação e PECLD.
A Companhia encontra-se atualmente 3,33 p.p. acima do percentual de repasse regulatório na tarifa, de 20,62%5, conforme parâmetros definidos pela Aneel na Revisão Tarifária (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.
No 4T18, o programa contra o furto de energia combateu 313 GWh - sendo 167 GWh referentes à recuperação de energia, 106 GWh à incorporação de energia (IEN) e 40 GWh à redução de carga, representando uma redução de 26% quando comparado com os 422 GWh combatidos no 4T17 (sendo 330 GWh de REN, 64 GWh de IEN e 28 GWh de redução de carga).
Nas áreas possíveis, as perdas não-técnicas (12 meses) encerraram o 4T18 em 2.897 GWh (47% das perdas não técnicas da Light), se comparado ao 3T18 houve uma redução de 4,5% onde um dos fatores foi a reclassificação de alguns clientes antes considerados na base da área possível e atualmente fazem parte do cálculo de perda da área de risco. Nas áreas de risco, as perdas totais fecharam o 4T18 em 81,1% da carga fio (vs. 80,3% no 3T18).
Neste trimestre, foram feitas alterações no valor da perda técnica de 2018 decorrente da correção na alocação da perda não técnica no modelo de cálculo, adequando-a às condições da realidade da área de concessão da Companhia.
Atualmente, a Companhia conta com um parque de 898,4 mil medidores eletrônicos instalados. Com isso, já é possível controlar remotamente cerca de 64% do faturamento por meio do centro de controle de medição. Esse monitoramento é de fundamental importância para 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.
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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 continua mostrando melhoria contínua na taxa de arrecadação. Encerramos 2018 com o indicador em 98,5%, 1,9 p.p. acima de 2017, com ganhos em todos os segmentos.
Especificamente no 4T18, a taxa de arrecadação total foi 2,8 p.p. superior ao mesmo período do ano anterior, principalmente devido à arrecadação de R$ 110 milhões junto ao Governo do Estado do Rio de Janeiro nos meses de novembro e dezembro de 2018, por meio de compensação com valores a pagar de ICMS, e à implantação do sistema comercial (Projeto Ún1co) que afetou negativamente este indicador no 4T17. Cabe lembrar que o índice de arrecadação é diretamente impactado pela atual estratégia do programa de combate ao furto de energia, que possui como pilar o faturamento do consumo retroativo no segmento de
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varejo (residencial e comercial). Desde o segundo trimestre de 2018, a Companhia passou a reportar a taxa de arrecadação considerando apenas as parcelas vencidas de REN, ou seja, sem incluir no denominador do cálculo, parcelas de REN que ainda estavam a vencer. Neste conceito, a taxa fica coerente com a real capacidade de arrecadação da Companhia.
O indicador PECLD sobre Receita Operacional Bruta (ROB) acumulado de 2018 foi de 2,7%, em linha com o valor de 12 meses findo no 4T17, no entanto, 0,4 p.p. acima do índice do 3T18.
Além da evolução da estratégia do programa de combate ao furto de energia com a redução do volume de REN, no 4T18, destaca-se a negociação com Poderes Públicos. Ambas ações permitiram que a PECLD do 4T18 (R$ 68 milhões) ficasse em seu menor patamar comparado com os trimestres anteriores de 2018.
Evolução da REN Trimestral e Últimos 12 Meses6
(GWh)
PECLD/ROB7
(Fornecimento - 12 Meses)
6Com intuito de apresentar um valor mais consistente alteramos, neste trimestre, o conceito apresentado no gráfico” Evolução de REN Trimestral”. Anteriormente eram expurgados os cancelamentos de REN ocorridos somente no próprio ano. Agora, foi incluído também no cálculo os cancelamentos referentes a anos anteriores. 7Receita Bruta do Mercado Cativo + TUSD.
24 73 180 378 244 267 210 330 169 234 135 167 218 254 360 655 875 1.069 1.100 1.051 976 943 868 705 1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17 4T17 1T18 2T18 3T18 4T18
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2.1.5. Qualidade Operacional
DEC (horas) 12 meses FEC (vezes) 12 mesesOs índices de qualidade permanecem em uma trajetória consistente de bons resultados em função das melhorias operacionais e investimentos realizados ao longo dos últimos períodos. O DEC (12 meses) em dezembro de 2018 foi de 7,78 horas, apresentando um ligeiro aumento de 1,4% se comparado a setembro de 2018, no entanto, observa-se uma melhora de 14,9% em relação a dezembro de 2017, bem como 20,6% abaixo do limite estabelecido pela ANEEL para o final do ano de 2018, de 9,80 horas.
O FEC (12 meses) em dezembro de 2018 foi de 4,44 vezes, o que representou uma redução de 3,5% em relação ao resultado de setembro de 2018 e de 15,6% em relação a dezembro de 2017, e também 26,1% abaixo do limite regulatório para 2018, de 6,01 vezes.
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2.2. Desempenho Financeiro
2.2.1. Receita Líquida
8A receita líquida em 2018, desconsiderando a receita de construção, apresentou um incremento de R$ 479 milhões em relação ao ano anterior. Já na comparação trimestral, verifica-se uma redução de R$ 451 milhões no 4T18, com os seguintes destaques:
Queda de R$ 93 milhões na classe dos Clientes Cativos em virtude da diminuição da REN em relação ao 4T17 e da migração de clientes para o mercado livre.
Aumento de R$ 74 milhões na linha de Cliente Livres em função da migração de clientes cativos para o mercado livre com destaque para novos clientes comerciais de média tensão e para clientes industriais dos setores de embalagens e farmacêutico.
A CVA negativa em R$ 28 milhões contra R$ 276 milhões positiva no 4T17 pode ser explicada, principalmente, pelo menor custo com Risco Hidrológico (PLD mais baixo e GSF maior) no 4T18 se comparado ao mesmo período do ano anterior.
8Em 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.
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Importante ressaltar o evento não recorrente ocorrido no 4T17, que foi o ajuste no valor justo do ativo indenizável da concessão (VNR) em razão da homologação pela ANEEL da Base de Remuneração Regulatória definitiva a partir da Revisão Tarifária de 2017, no valor de R$ 190 milhões.
2.2.2. Custos e Despesas
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Os custos e despesas não gerenciáveis no 4T18 registraram uma queda de 11,3% na comparação com o mesmo período do ano passado. Dentre os principais desvios, é possível destacar:
I. Variações positivas nas despesas:
Redução de R$ 371 milhões com despesas referente ao Risco Hidrológico devido à queda do PLD e aumento do GSF.
Diminuição de R$ 116 milhões na rubrica de contratos por disponibilidade em virtude da entrada de novos contratos com preços inferiores à média dos existentes e em função da redução nos gastos com combustível das usinas termoelétricas (queda no PLD).
II. Variações negativas nas despesas:
Reajuste anual dos Contratos de Compra de Energia no Ambiente Regulado (“CCEARs”), além da elevação na tarifa das Cotas.
III. Variações no volume contratado
Queda de aproximadamente 273 GWh na energia contratada, em relação ao 4T17:
o Redução na energia de Itaipu, principalmente, devido ao decréscimo da cota da Companhia. o Redução no montante de Cotas de Garantia Física (função da metodologia de rateio anual
das Cotas).
2.2.2.2. 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$ 517 milhões, representando um aumento de R$ 113 milhões em relação ao 4T17. Já o acumulado do ano ficou 2,8% superior a 2017.
O PMSO registrou um aumento de R$ 22 milhões em comparação ao 4T17, em função de: (i) aumento do volume dos serviços de religação, cortes e cobrança para garantia da arrecadação em 2018 e (ii) maiores gastos com custas judiciais. Cabe ressaltar que as primarizações de atividades essenciais realizadas no ano, dentre as quais destacamos o Projeto On Site Billing foram neutras no agregado de custo de pessoal e serviços.
No 4T18, houve um reconhecimento de PECLD no valor de R$ 68 milhões, abaixo da média de R$ 122 milhões dos trimestres anteriores de 2018, devido, principalmente, à redução no volume de REN e à negociação com Poderes Públicos, conforme explicado no capítulo referente à arrecadação (“2.1.4. Arrecadação”). Entretanto, a PECLD ficou R$ 56 milhões acima do 4T17, quando o valor foi atipicamente baixo em relação à média histórica, especialmente em função de renegociações de saldos vencidos ocorridos naquele período. Vale lembrar que desde o 1T18 a Companhia adota nova metodologia para a rubrica provisões – PECLD que, desde 1º de janeiro de 2018 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.
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2.2.3. Conta de Compensação de Variação de Itens da Parcela A – CVA
2.2.4. Resultado Financeiro
O resultado financeiro foi negativo em R$ 68 milhões no 4T18, ante R$ 189 milhões negativos no 4T17, uma melhora de 64,0% que pode ser explicada, sobretudo, pelo ganho com a marcação a mercado do swap para os Bonds, no valor de aproximadamente R$ 93 milhões.
No ano, observou-se uma melhora no resultado financeiro de 30,6% em relação ao ano anterior em razão principalmente: (i) do ganho no resultado do swap em função da marcação a mercado do hedge dos Bonds, decorrente do fechamento na curva futura do CDI no período; (ii) do aumento da receita com juros sobre conta de energia e parcelamento de débitos e (iii) do aumento de receita referente à atualização de ativos e passivos financeiros do setor (CVA).
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3. Light Energia – Geração
3.1. Desempenho Operacional
3.1.1. Compra e Venda de Energia
O volume de venda de energia no ACL no 4T18 ficou levemente acima se comparado ao mesmo período do ano anterior devido à sazonalização dos contratos.
Ao longo do 4T18 foram realizadas aquisições de energia na ordem de 167 MWm a fim de mitigar a exposição da Light Energia ao risco hidrológico.
Vale lembrar que a Light Energia se encontra amparada por uma decisão que a desobriga de realizar os pagamentos relativos a eventuais exposições nas liquidações mensais da CCEE. Com este mecanismo, a Light Energia evita o pagamento da energia no mercado spot, protegendo seu fluxo de caixa. No entanto, a totalidade do custo e da resceita é regularmente provisionada no resultado. O saldo bruto do passivo provisionado em 31 de dezembro de 2018, referente ao período de maio de 2015 a dezembro de 2018, era de aproximadamente R$ 951 milhões (ou R$ 515 milhões, já líquidos dos valores a receber).
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GSF - Generation Scaling Factor
PLD Médio Mensal SE/CO (R$/MWh)
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3.2. Desempenho Financeiro
3.2.1. Receita Líquida
Neste trimestre houve um declínio de R$ 37 milhões na receita líquida em comparação ao mesmo período do ano anterior. Esta diminuição pode ser explicada pela queda de 30,5% na receita do mercado spot9 uma vez que o PLD médio do 4T18 foi menor (R$ 158,2) que o registrado no 4T17 (R$ 398,0).
3.2.2. Custos e Despesas
No 4T18 observa-se uma redução de R$ 66 milhões no total de custos e despesas em relação ao 4T17 basicamente pelo menor custo com compra de energia, justificado pelo PLD mais baixo no 4T18, conforme explicado no item 3.2.1 acima, e pelo maior GSF no 4T18.
No fechamento do ano, o custo com compra de energia e encargos foi superior em 22,8% se comparado a 2017. Em 2018 foram adquiridos cerca de 124 MWm enquanto que em 2017 o montante foi de aproximadamente de 59 MWm.
9Para 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 faturamento, de acordo com o GSF real apurado.
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3.2.3. Resultado Financeiro
O resultado financeiro foi positivo em R$ 6 milhões no 4T18, permanecendo em linha com o valor registrado no mesmo período do ano anterior.
Em 2018, observa-se um resultado pior se comparado a 2017. Este fato é explicado pelo aumento dos encargos da dívida estrangeira devido à emissão de Bonds no mercado internacional que ocorreu em 03 de maio de 2018, que reforçaram a liquidez da Geradora.
3.2.4. Resultado Líquido
A Light Energia, excluindo Participações, obteve um Lucro líquido de R$ 53 milhões no 4T18, registrando uma melhora de R$ 24 milhões em comparação ao 4T17. Considerando o efeito da equivalência patrimonial de Renova e Guanhães, apurou-se um lucro líquido de R$ 28 milhões no 4T18 frente a um prejuízo de R$ 149 milhões no mesmo período do ano anterior.
A redução do impacto negativo na equivalência patrimonial da Renova se deve tanto ao impairment de parques eólicos bem como por maior despesa com compra de energia ocorridos em 2017.
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4. Light Com - Comercialização
4.1. Desempenho Operacional
No 4T18, o volume comercializado apresentou uma redução de 11,3% (ou 102 MWm) se comparado ao mesmo período do ano anterior em virtude (i) da redução do papel de intermediação da Light Com para atendimento de proteção contra risco hidrológico da Light Energia bem como (ii) do término da vigência de alguns contratos de longo prazo em dezembro de 2017.
O preço médio de venda no 4T18 sofreu uma leve redução parcialmente em função dos motivos expostos no parágrafo anterior bem como pela redução do PLD no 4T18 (R$ 158,2/MWh) frente ao valor de R$ 398,0/MWh no 4T17.
4.2. Desempenho Financeiro
Conforme apresentado no capítulo referente ao EBITDA (“1.2 EBITDA Ajustado Consolidado”), a Light Com, apresentou no 4T17 resultado não recorrente no valor de R$ 65 milhões devido ao registro de uma indenização operacional referente a ajustes num contrato com a Renova.
Desconsiderando o efeito não recorrente supracitado, o EBITDA da Light Com em 2018 aumentou em 25,7% comparado a 2017 e a margem EBITDA cresceu 1,58 p.p.
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5. Serviços
105.1. Desempenho Financeiro
Conforme divulgado em fato relevante pela Companhia, a operação de venda da Light Esco para a Ecogen foi concluída no dia 4 de outubro de 2018.
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6. Endividamento
6.1. Light S.A.
A dívida líquida da Companhia no final do 4T18 foi de R$ 8.017 milhões, representando um declínio de 1,5% em relação ao fechamento do 3T18. Tal redução pode ser explicada, sobretudo, pelo caixa gerado das atividades operacionais no 4T18, no montante de R$ 146 milhões.
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Ao longo de 2018, a Companhia manteve o foco na estratégia da melhora do perfil da dívida a fim de reforçar seu compromisso com a liquidez. Entre 2017 e 2018, a Light aumentou o prazo da dívida de 2,6 anos para 3,5 anos, diminuiu o custo da dívida de 8,70% para 5,51% e aumentou o saldo de disponibilidades de R$ 342 milhões para R$ 1,7 bilhão. Dentre as principais operações em 2018, podemos destacar:
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 (tanto o montante do principal quanto os juros ao longo de todo o prazo da dívida), ao custo de 142,8% do 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% a.a. e (ii) R$ 400 milhões com custo IPCA + 5,75% a.a.
Outubro de 2018: Emissão da 15ª debênture no montante de R$ 700 milhões. A debênture foi dividida em duas séries, a 1ª série incentivada no valor de R$ 540 milhões com custo IPCA + 6,83% a.a., com prazo de sete anos, e a 2ª série no valor de R$ 160 milhões com custo CDI + 2,2% a.a, com prazo de quatro anos.
Amortização dos Empréstimos, Financiamentos e Debêntures (R$ MM) Prazo Médio: 3,5 anos
O indicador de covenants Dívida Líquida/EBITDA encerrou o 4T18 em 3,63x, uma piora em relação ao valor apurado no 3T18 de 3,57x, contudo abaixo do limite máximo de 3,75x estabelecido contratualmente. Os
bonds possuem cláusulas restritivas por incorrência de dívida e, no 4T18, a Companhia ultrapassou o limite
de 3,50x do indicador dívida líquida/EBITDA, sendo obrigada a respeitar os limites de franquia para novas dívidas até reenquadrar o indicador.
Com relação ao indicador EBITDA/Juros, a Companhia encerrou o 4T18 no patamar de 3,17x, acima do limite mínimo de 2,0x estabelecido contratualmente.
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Dívida Bruta e Líquida Consolidada (R$ MM)
Indexadores da Dívida¹ Custo da Dívida
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Ao longo de 2018, todas as agências de rating revisaram para cima suas notas para a Companhia. O upgrade foi fundamentado principalmente por condições mais favoráveis de geração de caixa em função da revisão tarifária assim como pela capacidade de rolagem das dívidas e acesso ao mercado de capitais, fortalecendo a sua posição de liquidez.
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6.2. Abertura do Endividamento
Light SESA
Amortização¹ (R$ MM) Indexadores de Dívida² Prazo Médio: 3,5 anos
Light Energia
Amortização¹ (R$ MM) Indexadores da Dívida²
Prazo Médio: 3,8 anos
¹ Principal de empréstimos e financiamentos e debêntures. ² Considernado Hedge
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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 8,4% no 4T18 contra o 4T17. Já no acumulado de 2018, o aumento foi de 7,3% em relação a 2017. Os aportes continuam apresentando uma forte queda, no trimestre de 33,2% e no acumulado de 39,4%.
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8. Estrutura Acionária, Societária, e Mercado de Capitais
As ações da Light S.A. (LIGT3) estavam cotadas a R$ 16,50 ao final de dezembro de 2018. O valor de mercado da Companhia encerrou o trimestre em R$ 3,4 bilhões.
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9. Eventos Subsequentes
9.1. Alongamento do prazo da dívida da Light SESA com o Citibank
No dia 01 de fevereiro de 2019 foi realizada a rolagem da dívida referente à operação via Resolução 4131 entre a Light SESA e o Citibank no valor de USD 180 milhões. A operação tem um ano de carência de principal, amortização semestral, pagamento de juros trimestrais e vencimento em agosto de 2022. Foi contratada uma operação de swap para proteção integral do principal, juros e imposto ao custo de CDI+2,20%a.a.
9.2. Captação de recurso capex 2017-2018 junto ao BNDES
Em 26 de fevereiro de 2019, a Light SESA recebeu a primeira liberação de recursos referente ao contrato de financiamento do capex 2017-2018 com ao BNDES no valor de R$ 200 milhões. A operação tem o custo de TLP + 3,16% a.a., com vigência de sete anos e amortizações mensais.
9.3. ANEEL define Reajuste Tarifário de 2019 da Light SESA
A Aneel, em 12 de março de 2019, aprovou um índice de reajuste tarifário com efeito médio de +11,12% para os consumidores da Light SESA. As novas tarifas entram em vigor a partir de 15 de março de 2019.
Com relação às diferentes classes de consumo e níveis de tensão, cabe observar que os consumidores residenciais perceberão um aumento de 11,45%, conforme detalha a tabela a seguir, que também apresenta o impacto a ser percebido pelas demais classes e níveis de tensão.
Percepção Média para o Consumidor por Classe e Nível de Tensão
LIVRES + CATIVOS EFEITO MÉDIO
G rupo A A2 (88 a 138kV) 7,23% A4 (2,3 a 25 kV) 11,61% AS (subterrâneo) 12,33% BT B1 (residencial) 11,45% B2 (rural) 21,09% B3 (comercial) 11,60% B4 (ilum. pública) 11,53% Grupo A 10,20% BT 11,52% Grupo A+BT 11,12%
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O processo de reajuste tarifário anual consiste no repasse aos consumidores dos custos não gerenciáveis da concessão (Parcela A - compra de energia, encargos setoriais e encargos de transmissão), e na atualização dos custos gerenciáveis (Parcela B - distribuição) pela variação do IPCA ajustada pelos componentes do Fator X, que repassa aos consumidores os ganhos de produtividade anuais da concessionária, os ajustes nos custos operacionais definidos na última Revisão Tarifária, além de incorporar os mecanismos de incentivos à melhoria da qualidade. Adicionalmente, a partir da Revisão Tarifária de 2017, as Receitas Irrecuperáveis passaram a compor item tarifário específico, atualizado anualmente de acordo com a variação da receita regulatória.
O gráfico abaixo resume a participação de cada item de custo no efeito médio percebido pelo consumidor.
Percepção Média para o Consumidor
A projeção dos itens não gerenciáveis da Parcela A contribuíram para um aumento de 4,44%11, principalmente devido ao acréscimo no custo de compra de energia, com destaque para as usinas de Itaipu e da UTE Norte Fluminense, ambas com preços atrelados ao dólar – que aumentou 15% em relação ao último reajuste tarifário. Adicionalmente, houve aumento no preço das usinas cotistas e dos contratos por
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disponibilidade. Em consequência, o preço médio de repasse dos contratos (Pmix) foi definido em 210,08 R$/MWh.
Já a retirada dos componentes financeiros do processo tarifário anterior e a inclusão dos novos representou um aumento de 5,06%, explicado, principalmente, pelo aumento da cota da CDE (a partir de setembro de 2018) e pela ocorrência de despesas com Itaipu, Cotas, Contratos por Disponibilidade e Risco Hidrológico sem a devida cobertura tarifária ao longo de 2018. Na época esses custos foram suportados pela Light e agora a ANEEL está repassando aos consumidores, conforme determina o contrato de concessão.
No que se refere ao repasse das perdas regulatórias, item incluído nos custos de Compra de Energia, foram mantidos os percentuais definidos na última Revisão Tarifária, de 36,06% sobre o mercado de baixa tensão para as perdas não técnicas e de 6,34% sobre a carga fio para as perdas técnicas.
Já o reajuste da Parcela B (que efetivamente fica com a Light para cobrir seus custos e remunerar seus investimentos) reflete a variação acumulada do IPCA no período, de 3,82%, deduzida do Fator X resultante da soma de 3 componentes: Fator X Pd, de 1,12%, relativo aos ganhos de produtividade; Componente T, de - 0,84%, relativo à trajetória de custos operacionais; e Componente Q, de - 0,39%, associado ao incentivo pela melhoria dos indicadores de qualidade verificada entre os anos de 2016 e 2017.
Atualização PB %
IPCA + 3,82%
Fator X -0,11%
Fator X Pd (Produtividade) + 1,12%
Componente T (Trajetória Opex) - 0,84%
Componente Q (Qualidade) - 0,39 %
Índice de atualização da Parcela B (IPCA – Fator X) + 3,93%
9.4. Celebração de Contrato para Aquisição de Participação na Renova
Em 21 de março de 2019, O Conselho de Administração da Light aprovou a adoção das seguintes medidas com relação às suas subsidiárias integrais Light Energia e Lightcom e à sua coligada Renova:
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I. Aprovação e Celebração de Contrato para Aquisição de Participação na Renova e Posterior
Realização de Oferta Pública de Ações (“OPA”)
Em 21 de março de 2019, foi aprovado e celebrado o Contrato de Compra e Venda de Ações (“Contrato”) referente à aquisição, pela Light Energia e Cemig Geração e Transmissão S.A (“Cemig GT”), de até 7.282.036 ações de emissão da Renova, sendo 6.637.878 ordinárias e 644.158 preferenciais, nominativas e sem valor nominal, todas de titularidade de CG I Fundo de Investimento em Participações (“CG I”) e de certas pessoas a ele relacionadas (“Aquisição de Ações”). Dentre as ações a serem adquiridas de CG I incluem-se as ações hoje vinculadas ao Acordo de Acionistas da Renova, celebrado 19 de dezembro de 2014 (“Acordo de Acionistas”).
O Contrato prevê que a Aquisição de Ações será na proporção de 32,15% pela Light Energia e 67,85% pela Cemig GT e, como contrapartida, a CG I receberá títulos de dívida de titularidade da Light Energia e Cemig GT (conforme descritos abaixo), observada a proporção acima, que correspondam ao valor nominal de R$ 14,68 por cada ação de emissão da Renova, ordinária ou preferencial (“Relação de Troca”). A Relação de Troca estará sujeita a ajustes de preço decorrentes, entre outros: (i) dos custos incorridos para regularização fundiária da Renova; e (ii) da materialização de certas contingências até a data de fechamento da transação (“Fechamento”).
O Contrato também prevê que certas ações ordinárias de titularidade da CG I serão convertidas em ações preferenciais para que a Cemig GT possa formar units da Renova nos termos previstos no artigo 54 do Estatuto Social da Renova. Em razão disso, após o Fechamento, a Light Energia será titular de aproximadamente 50% ou mais de ações ordinárias de emissão da Renova, com controle em conjunto com a Cemig GT. Nos termos do Contrato, Light Energia e Cemig GT deverão notificar o BNDES Participações S.A. – BNDESPAR para que este se manifeste sobre o exercício (ou não) de seu direito de venda conjunta (tag
along) previsto no acordo de acionistas celebrado em 06 de novembro de 2012.
O Fechamento da Aquisição de Ações estará sujeito ao cumprimento de condições precedentes costumeiras para esse tipo de operação, incluindo, mas não se limitando, a obtenção das devidas aprovações da transação por parte das autoridades públicas competentes, incluindo o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (“CADE”) e a Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”). O Fechamento também estará sujeito à conclusão dos atos da reestruturação financeira da Renova.
O Conselho de Administração da Light Energia aprovou, condicionado ao Fechamento da Aquisição das Ações, a realização por Light Energia e por Cemig GT de oferta pública de aquisição das ações em circulação de emissão da Renova, em data a ser oportunamente anunciada, que será conduzida em conformidade às regulamentações e legislação aplicáveis, oportunidade em que será oferecido aos acionistas da Renova tratamento igualitário àquele conferido à CG I.
II. Reperfilamento do Passivo Existente da Renova com Partes Relacionadas
Além disso, em 21 de março de 2019, o Conselho de Administração da Light Energia também orientou o voto favorável de seus representantes no Conselho de Administração da Renova no sentido de aprovar o alongamento e reestruturação do crédito decorrente do contrato de compra e venda de energia elétrica
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(“CCVE”) detido pela Lightcom no valor de R$ 253 milhões (base: março de 2019) (“Crédito Lightcom”), o qual será posteriormente e parcialmente cedido à Light Energia, e pela Cemig GT no valor de R$ 768 milhões (base: março de 2019) (“Crédito Cemig GT”) contra a Renova. Tais instrumentos estão sujeitos à celebração dos documentos correspondentes definitivos em conformidade com regulamentação e legislação aplicáveis e conforme principais condições descritas a seguir:
Títulos de dívida subscritos pela Light Energia e pela Cemig GT, que serão utilizados para a Aquisição das Ações (e, conforme o caso, para a aquisição das ações de titularidade do BNDESPAR e das ações em circulação no âmbito da OPA), no valor de, aproximadamente, R$ 298 milhões, base março de 2019, emitidos pela Renova, com prazo de 6 anos, 1 de carência e juros de 155% de CDI, com garantia real e garantia fidejussória. O saldo remanescente dos Créditos LightCom e dos Créditos Cemig GT será reperfilado substancialmente na forma de Confissões de Dívida (TARDs) ou Títulos de dívida subscritos pela LightCom e pela Cemig GT, no valor de, aproximadamente, R$ 723 milhões, base março de 2019, emitidos pela Renova, com prazo de 6 anos bullet, juros de 155% do CDI com garantia real.
A conclusão do reperfilamento dos Créditos Cemig GT e dos Créditos Lightcom estará sujeita, dentre outros, à: (i) verificação das condições precedentes do Contrato; e (ii) anuência prévia da ANEEL.
9.5. Renova: Renegociação de Dívidas
Em 21 de março de 2019, a Renova Energia S.A., empresa na qual a Light Energia, subsidiária integral da Light, participa do bloco de controle, divulgou as seguintes operações para equacionamento de suas dívidas: Reperfilamento das dívidas com partes relacionadas, sendo R$768 milhões detidos pela Cemig GT e de R$253 milhões detidos pela Light Com, data base mar/19, por meio dos seguintes instrumentos, proporcionalmente ao saldo de suas dívidas:
Títulos de dívidas de emissão da Companhia no valor de aproximadamente R$298 milhões, data base março de 2019, com prazo de 6 anos, 1 ano de carência e juros de 155% de CDI, com garantia real e garantia fidejussória.
Títulos de dívidas de emissão da Companhia no valor de aproximadamente R$ 723 milhões, data base março de 2019, com prazo de 6 anos para pagamento bullet e juros de 155% de CDI, com garantia real.
Reperfilamento das dívidas com CitiBank e BTG Pactual, nos montantes de aproximadamente R$ 176 milhões e 179 milhões, respectivamente, conforme instrumentos abaixo:
Citibank – Títulos de dívidas de emissão da Companhia no valor de aproximadamente R$ 176 milhões, data base março de 2019, com prazo de 6 anos, 1 ano de carência e juros de 155% de CDI, com garantia real. BTG – Títulos de dívidas de emissão da Companhia no valor de aproximadamente R$ 179 milhões, data base março de 2019, com prazo de 6 anos, 1 ano de carência e juros de 155% de CDI, com garantia real.
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As Operações acima ainda estão sujeitas à negociação satisfatória dos documentos definitivos entre as partes envolvidas.
9.6. Renova: Aprovação Oferta AES ASIII
Em 21 de março de 2019, a Renova Energia S.A., empresa na qual a Light Energia, subsidiária integral da Light, participa do bloco de controle, divulgou o aceite da nova proposta vinculante, apresentada pela AES TIETÊ ENERGIA S.A., para a aquisição das ações representativas da totalidade do capital social das sociedades de propósito específico que compõem o Complexo Eólico Alto Sertão III (“Operação”).
A Operação ainda está sujeita à negociação satisfatória dos documentos definitivos entre as partes envolvidas, que deverão contemplar, dentre outras disposições, o cumprimento de condições precedentes e a obtenção das aprovações necessárias para a sua conclusão.
9.7. Revisão Tarifária Extraordinária da Light SESA
A Aneel, em reunião pública realizada em 26 de março de 2019, aprovou revisão tarifária extraordinária com efeito médio de -2,30%. As novas tarifas entram em vigor a partir de 1º de abril de 2019. O cálculo da revisão tarifária extraordinária considera unicamente a incorporação de item financeiro negativo para refletir a quitação antecipada da amortização das operações de crédito contratadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE na gestão da Conta no Ambiente de Contratação Regulada – CONTA-ACR, nos termos da Resolução Normativa nº 612 de 2014.
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10. 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.
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ANEXO I
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ANEXO II
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ANEXO III
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ANEXO IV
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ANEXO V
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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: 03/29/2019 Lilian Kaufman (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:101,979,463 shares (50.01%) Phone: +55 (11) 2188 0155 / +1 (646) 843 6054 Regiane Abreu (Sustainability Specialist): +55 (21) 2211-2732 Market Cap (12/31/18): R$3.4 billion Webcast: ri.light.com.br
Rio de Janeiro, March 28, 2019.
Light closes 2018 with Net Income of R$166 million, representing a 34% increase
compared to 2017, and Adjusted EBITDA of R$1,684 billion. DEC/FEC consolidate a
pattern of excellence
Operating and Financial Highlights
In 4Q18, consolidated result was a net income of R$92 million,
in line with 4Q17, primarily influenced by the improvement in financial result. Throughout 2018 the Company kept focus on improving the indebtedness
profile in order to achieve a more robust liquidity.
Consolidated adjusted EBITDA totaled R$430 million in
4Q18, representing a decrease of R$341 million compared to 4Q17. This decrease is mainly due to non-recurring effects materialized in 4Q17 - adjustment of fair value of the concession indemnifiable asset (VNR) in the Distribution Company and the accounting of operating indemnification in Light
Com – and to a lesser extent, to the reduction in the billed market and to the increase of energy losses. Excluding the non-recurring effects, Adjusted EBITDA in 4Q18 was R$ 86 million lower compared to 4Q17.
The reduction of REN aims to improve revenue from REN, collection and PECLD. In 4Q18, the volume of REN
totaled 167 GWh, representing a 49.4% decrease compared to 330 GWh in 4Q17. In 2018, the volume of REN totaled 705 GWh, compared to 1,051 GWh in 2017. In line with REN level, the constitution of PECLD in 4Q18 of R$68 million. In the 12-month analysis, the PECLD/Gross Revenue indicator was 2.7%, the same value assessed in 2017. Total collection was 98.5% in 2018, representing an increase of 1.9 p.p. compared to 96.6% in 2017. In December 2018, total losses on grid load (12 months) was 23.95%, representing an increase compared to
3Q18 (23.15%). Accordingly, the difference from the regulatory level included in the tariff (20.62%) was 3.33 p.p. DEC (12 months) totaled 7.78 hours in 4Q18, representing a 14.9% improvement compared to 4Q17, already
20.6% below the level agreed with ANEEL for the end of 2018 (9.80 hours). FEC (12 months) was 4.44 times in
4Q18, representing a 15.6% decrease compared to 4Q17, 26.1% below the level agreed with ANEEL for 2018 (6.01
times).
At the end of 4Q18, the Net Debt/EBITDA ratio was 3.63x, below the contractual maximum covenant limit of 3.75x established for debts providing for maintenance covenants. At the end of 4Q18, net debt totaled
R$8,017 million and the EBITDA/Interest ratio was 3.17x, above the minimum limit of 2.00x.
The capital expenditure of Light S.A., excluding equity contributions, totaled R$278 million in 4Q18 (+8.4%
compared to 4Q17) and R$799 million in 2018 (+7.3% compared to 2017). Of the total amount invested in 2018, approximately 85% was invested in electrical assets, i.e., assets that may be recognized in the Regulatory Remuneration Base.
1- EBITDA is a non-BRGAAP 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 tax and social contribution, net financial expense, depreciation and amortization. A reconciliation is provided in Appendix 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.
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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) ... 6 2. Light SESA – Distribution ... 7 2.1. Operating Performance ... 7 2.1.1. Market... 7 2.1.2. Energy Balance ... 10 2.1.3. Energy Losses ... 11 2.1.4. Collection ... 14 2.1.5. Quality Indicators ... 16 2.2. Financial Performance ... 17 2.2.1. Net Revenue ... 17 2.2.2. Costs and Expenses ... 18 2.2.2.1. Non-Manageable Costs and Expenses ... 18 2.2.2.2. 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. Services ... 26 5.1. Financial Performance ... 26 6. Consolidated 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. Subsequent Events ... 34 10. Reporting Schedule ... 40 ANNEX I. Generation Projects ... 41 ANNEX II. CVM EBITDA Reconciliation ... 42 ANNEX III. Income Statement ... 43 ANNEX IV. Statement of Financial Result – Light S.A. ... 45 ANNEX V. Statement of Balance Sheet ... 46 ANNEX VI. Statement of Cash Flows ... 49
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1. Light S.A – Consolidated
1.1. Consolidated Financial Performance
For the sake of clarity, 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).
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1.2. Consolidated Adjusted EBITDA
4In 4Q18, EBITDA of the Distribution Company was mainly negatively affected by non-recurring effects materialized in 4Q17 - adjustment of fair value of the concession indemnifiable asset (VNR) – and to a lesser extent, by the reduction in the billed market and the increase of energy losses. EBITDA of the Generation company increased by R$29 million compared to 4Q17, due to a better GSF level in 4Q18 and the strategy of Light Energia to rebalance the hydrological hedge by purchasing energy (see sections 3.1.1 and 3.2.1). Excluding non-recurring items, Adjusted EBITDA decreased by R$86 million in 4Q18 compared to 4Q17. We highlight the following non-recurring events in 4Q17:
Distribution – Adjustment of fair value of the concession indemnifiable asset (VNR): +R$190 million in 4Q17, due to the ratification by ANEEL of the definitive Regulatory Remuneration Base (BRR) in the 2017 Tariff Revision.
Trading – Accounting of an operating indemnification in the amount of R$65 million regarding adjustments in an energy purchase agreement entered into with Renova.
4Adjusted EBITDA is calculated as net income (loss) before income tax and social contribution, equity income, other operating income (expenses), net financial result, depreciation and amortization.
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Consolidated Adjusted EBITDA 4Q17 / 4Q18 – R$ Million
Consolidated Adjusted EBITDA 2017 / 2018 – R$ Million
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1.3. Consolidated Net Income (Loss)
In 4Q18, the Company’s consolidated net income was R$92 million, representing an increase of R$1 million compared to 4Q17. This result is due to a better financial result and equity income (see section 3.2.4), both of which almost compensated for the reduction observed in the Distribution company.
Consolidated Net Income (Loss) 4Q17 / 4Q18 – R$ Million
Consolidated Net Income 2017 / 2018 – R$ Million
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2. Light SESA – Distribution
2.1. Operating Performance
2.1.1. Market
Temperature (Celsius degrees)
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Total Billed Market (GWh) 4Q18
Total Billed Market (GWh) 2018
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Energy Market Energy Market
4Q18 2018
As of 1Q18, we started to include the consumption of energy of the Concessionaires in the presentation of the energy market to align this volume of consumption with that regularly reported to ANEEL. For purposes of analysis, we also adjusted the retroactive volume basis (4Q17).
In the aggregate for 2018, notwithstanding a first semester that was negatively affected by: (i) temperatures that were atypically below the historical average in the first quarter; and (ii) the truck drivers’ strike, which significantly affected the consumption of the commercial segment in the second quarter of the year, the total market, excluding the effect of REN, reached 27,322 GWh, representing a decrease of only 0.1% compared to 27,338 GWh in 2017.
In 4Q18, the total energy market amounted to 6,954 GWh, representing a 3.5% decrease compared to 4Q17. Excluding the effect of REN, the total energy market amounted to 6,787 GWh in 4Q18, representing a 1.3% decrease compared to 6,876 GWh in 4Q17.
The free market continued with its upward trend, accounting for 27.3% of the total market (excluding concessionaires) in 4Q18, compared to 25.0% in 4Q17. This increase 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 and these customers pay TUSD to the Company.
In 4Q18, the consumption of the residential segment totaled 2,072 GWh, representing a 11.9% decrease compared to 2,352 GWh in 4Q17. However, as this class is the one that concentrates the largest share of REN, excluding this effect, the reduction in consumption was 2.5%, same percentage of variation of 2018 compared to 2017, explained mainly by the unfavorable socioeconomic scenario in the state of Rio de Janeiro.
In 4Q18, the consumption of the commercial and industrial segments remained in line with 4Q17. The consumption of the other segments, represented as “others,” increased by 6.6% in 4Q18, primarily due to the re-invoicing occurred in December 2018 regarding public lighting.
In 4Q18, energy recovery (REN) totaled 167 GWh in all segments, compared to 330 GWh in 4Q17. In the aggregate for 2018, energy recovery (REN) totaled 705 GWh, compared to 1,051 GWh in 2017.
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2.1.2. Energy Balance
Energy Distribution Balance (GWh) Accumulated in 2018
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2.1.3. Energy Losses
Changes in Total Losses 12 Months
Profile of the gap between Actual Losses and Regulatory Losses
(p.p.)
The program to combat losses is effectively assessed by the level of loss reduction. Moreover, it is a process that also involves the collection rate and the estimated allowance for doubtful accounts (PECLD). In continuation of its strategy to combat energy theft, the Company reduced the volume of REN to 705 GWh (12 months), representing a 35.9% decrease compared to a peak of 1,100 GWh (12 months) in 3Q17 and a
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18.8% decrease compared to 868 GWh (12 months) in 3Q18. Consequently, in the last 12 months ended December 31, 2018, the indicator of losses on grid load increased to 23.95%.
Although the decrease in the volume of REN in the last two quarters of 2018 contributes to this circumstantial increase in the indicator of losses, the Company believes that it is necessary, as it favors the balance between revenue from REN, collection and PECLD.
Currently, the Company is 3.33 p.p. above the percentage of regulatory transfer to tariffs, of 20.62%5, pursuant to the parameters established by ANEEL in the Periodic Tariff Adjustment (RTP) of 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.
In 4Q18, the program to combat energy theft avoided the loss of 313 GWh (of which 167 GWh refers to energy recovery, 106 GWh refers to energy incorporation (IEN) and 40 GWh refers to load reduction), representing an 26% decrease compared to 422 GWh of losses avoided in 4Q17 (of which 330 GWh refers to REN, 64 GWh refers to IEN and 28 GWh refers to load reduction).
In 4Q18, within the possible areas, technical losses (12 months) totaled 2,897 GWh (47% of Light’s non-technical losses), representing a 4.5% decrease compared to 3Q18, due to the reclassification of some customers that were previously included in the base of possible areas and are currently included in the calculation of losses in risk areas. In 4Q18, within the risk areas, total losses reached 81.1% of the grid load (compared to 80.3% in 3Q18).
In order to better represent the reality of our concession area as per our calculation models, we promoted an adjustment throughout 2018 of the non-technical losses’ share figures. This altered the technical losses figures as a consequence.
Currently, the Company has 898.4 thousand electronic meters installed thus making it possible to remotely control around 64% of the Distribution company bills from the metering control center. This monitoring is key to discipline the market and to avoid recurrence of energy theft.
5Calculated 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.
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Changes in Non-Technical Losses/Low Voltage Market 12 Months
