BM&FBOVESPA: LIGT3 Teleconferência: Felipe Sá (Superintendente de Participações e RI): +55 (21) 2211-7032 OTC: LGSXY Data: 28/03/2018 Fábio de Lucena (Gerente de RI): +55 (21) 2211-2814
Total de ações: 203.934.060 ações Horário: 12:00hs Brasil // 11:00hs US ET Marcio Loures Penna (Especialista de RI): +55 (21) 2211-2828 Free Float Total: 97.629.475 ações (47,87%) Telefones: +55 (11) 2188 0155 // +1 (646) 843 6054 Camilla Gonzaga (Analista de RI): +55 (21) 2211-2728
Valor de Mercado (31/12/17): R$ 3,4 bilhões Webcast: ri.light.com.br Regiane Abreu (Especialista de Sustentabilidade): +55 (21) 2211-2732 Rio de Janeiro, 27 de março de 2018.
Companhia encerra 2017 com lucro de R$ 124 MM, revertendo prejuízo do ano anterior,
e EBITDA Ajustado atinge R$ 771 MM no 4T17 com forte crescimento da Distribuidora
Destaques Operacionais e Financeiros
O EBITDA ajustado atingiu R$ 771 milhões no 4T17, 56,0% acima do 4T16, em função do aumento no EBITDA da Distribuidora, mesmo levando em consideração o impacto da queda do GSF na Geradora. O EBITDA da Distribuidora no 4T17 foi de R$ 639 milhões (+85,8% vs. 4T16) devido à redução de perdas, à gestão de opex, à Revisão Tarifária em março de 2017 e aos efeitos não-recorrentes. Excluindo os efeitos não recorrentes, o EBITDA da Distribuidora seria de R$ 431 milhões (+21,4% vs. 4T16 - vide seção 2.2.4).
O resultado consolidado apurado no 4T17 foi um lucro líquido de R$ 91 milhões, representando uma melhora de R$ 285 milhões versus o prejuízo de R$ 194 milhões no 4T16, influenciado principalmente pelo aumento do EBITDA da Distribuidora.
As perdas totais sobre a carga fio (12 meses) em dez/17 chegaram ao patamar de 21,92% (vs. 22,0% no 3T17), representando uma queda acumulada de 2,01 p.p desde o início da atual estratégia de combate às perdas, iniciada em mar/16.
O DEC (12 meses) foi de 9,15 horas, representando uma melhora de 11,0% em relação ao 3T17, situando-se 19,7% abaixo do nível pactuado com a ANEEL para 2017 (11,39 horas). O FEC (12 meses) foi de 5,26 vezes no 4T17, queda de 5,1% em relação ao nível do 3T17 e 12,2% abaixo do nível pactuado com a ANEEL (5,99 vezes).
A constituição da PCLD no 4T17 foi de R$ 12 milhões (vs. R$ 16 milhões no 4T16), representando 2,7% da Receita Bruta (12 meses), 0,1 p.p. abaixo do índice de set/17 (2,8%).
O indicador de covenants Dívida Líquida/EBITDA encerrou o 4T17 em 3,14x (vs. 3,10x no 3T17 e 3,72x no 4T16), abaixo do limite superior de 3,75x estabelecido contratualmente.
O investimento da Light S.A., excluindo aportes em participações, atingiu R$ 256 milhões no 4T17 (+29,9% em relação ao 4T16) e R$ 744 milhões em 2017 (-3,8% comparado com 2016). Do total investido em 2017, 80% foram em ativos elétricos (passíveis de reconhecimento na BRR - Base de Remuneração Regulatória).
1- EBITDA não é uma medida reconhecida pelo BRGAAP ou pelos IFRS e é utilizado como medida adicional de desempenho de suas operações, e não deve ser considerado isoladamente ou como uma alternativa ao Lucro Líquido ou Lucro Operacional, como indicador de desempenho operacional ou como indicador de liquidez. De acordo com a Instrução da CVM 527/2012, o EBITDA CVM apresentado é calculado a partir do lucro líquido antes do imposto de renda e contribuição social, despesas financeiras líquidas, depreciação e amortização, conforme conciliação do Anexo VII. 2- EBITDA para covenants representa o EBITDA CVM menos equivalência patrimonial, provisões e outras receitas/despesas operacionais. 3- EBITDA Ajustado representa o EBITDA CVM menos equivalência patrimonial e outras receitas/despesas operacionais. A Companhia adotou o EBITDA Ajustado para realizar as análises descritas ao decorrer deste documento.
2
1. Light S.A - Consolidado
1.1. Desempenho Financeiro Consolidado
Para facilitar a compreensão, os percentuais de variação positivos nos quadros de resultado operacional e financeiro indicam melhoria (ie, aumento de receita ou queda de custos e despesas), enquanto que os percentuais negativos indicam piora (ie, queda de receita ou aumento de custos e despesas).
3
1.2. EBITDA Ajustado Consolidado
4A despeito do impacto líquido negativo de R$ 162,4 milhões do GSF na Light Energia, o EBITDA Consolidado cresceu 56%, influenciado pelos expressivos crescimentos do EBITDA da Comercializadora e Distribuidora, em função da redução de perdas, à gestão de opex, à Revisão Tarifária em março de 2017 e aos seguintes efeitos não-recorrentes:
i. Ajuste do valor justo do ativo indenizável da concessão (VNR) na Distribuidora: +R$ 207 milhões no
4T17, em função da homologação pela ANEEL da Base de Remuneração Regulatória (BRR) definitiva na Revisão Tarifária de 2017, e R$ 156 milhões negativos no 4T16, que havia sido estimado considerando uma BRR preliminar;
ii. Reversão de provisionamento no valor de R$ 145 milhões referente ao processo de ICMS Ativo Fixo
da Distribuidora, ocorrido no 4T16;
iii. Contabilização de indenização operacional de R$ 65 milhões na Comercializadora, referente a
ajustes em contrato com a Renova.
Ver detalhamento do EBITDA da Distribuidora e da Comercializadora excluindo efeitos não recorrentes nas seções 2.2.4 e 4.2.1.
EBITDA Ajustado Consolidado 4T16 / 4T17 - 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,
4
1.3. Resultado Consolidado
O resultado líquido neste trimestre pode ser explicado principalmente pelo incremento de R$ 277 milhões no EBITDA Ajustado Consolidado em relação ao apurado no 4T16, além da variação positiva de R$ 77 milhões no Resultado Financeiro, em função da redução dos juros e da inflação em 2017.
Resultado Líquido Consolidado 4T16 / 4T17 - R$ Milhões
5
2. Light SESA - Distribuição
2.1. Desempenho Operacional
2.1.1. Mercado
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Mercado Faturado Total (GWh) 4T17
Mercado Faturado Total (GWh) 2017
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O consumo total de energia no 4T17 foi de 6.559 GWh, representando um crescimento de 0,4% em relação ao 4T16 devido ao aumento de 248 GWh do mercado livre que mitigou a queda de 222 GWh do mercado cativo. No 4T17, o mercado cativo representou 75,0% do consumo total contra 78,7% no mesmo período do ano passado. O aumento do consumo do mercado livre está relacionado principalmente ao movimento de migrações de clientes cativos, notadamente da classe comercial, que no 4T17 teve quantidade média de clientes 98% superior à do 4T16.
No 4T17, a classe Residencial cresceu 1,6% ou 38 GWh na comparação com o 4T16, apesar do cenário socioeconômico desfavorável no estado do Rio de Janeiro, da temperatura abaixo da média histórica e da redução de 37 GWh no volume de energia recuperada (318 GWh no 4T17 vs 355 GWh no 4T16). Desconsiderando o efeito da energia recuperada (REN), o consumo da classe residencial teria crescido 3,8%. Já na classe Comercial, o consumo apresentou uma queda de 2,8% em relação ao mesmo período do ano passado. A entrada de novos clientes livres na base – que trouxeram um aumento no consumo de 132 GWh no período – não foi suficiente para mitigar os fatores anteriormente já mencionados da temperatura e a conjuntura econômica desfavorável.
Na classe industrial, o consumo registrou aumento de 4,7% no 4T17 em relação ao 4T16, concentrado no mercado livre, onde número de clientes cresceu 72,5%. Esse aumento na carteira trouxe 113 GWh adicionais de demanda, principalmente através da migração de clientes do mercado cativo para o mercado livre, o que resultou em uma incorporação de 74 GWh. Dos clientes livres que já pertenciam à base, o destaque veio da forte alta na demanda do setor siderúrgico que fez com que o volume global aumentasse. Já no mercado cativo, apesar do incremento de cerca de 30% no consumo dos clientes de baixa tensão, a migração para o mercado livre dos clientes de alta e média tensão - que representam 81% desta classe - fez com que o consumo recuasse 22,2%, equivalentes a 55 GWh.
No 4T17 foram recuperados, em todas as classes, 330 GWh (ante 381 GWh no 4T16), sendo 318 na classe residencial e 12 GWh na classe comercial. Em 2017, foram recuperados em todas as classes 1.093 GWh (ante 683 GWh em 2016), sendo 1.029 GWh na classe residencial, 57 GWh na classe comercial e 7 GWh nas demais classes.
8
2.1.2. Balanço Energético
Balanço Energético de Distribuição (GWh) Acumulado 2017
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2.1.3. Perdas de Energia Elétrica
Evolução das Perdas Totais 12 Meses
As perdas totais dos últimos 12 meses encerrados em dez/17 somaram 8.004 GWh, representando 21,92% sobre a carga fio. Apesar do cenário adverso enfrentado pelo Estado do Rio de Janeiro e de ser considerada a 2º área de concessão mais complexa do Brasil pela ANEEL, a Light SESA reduziu as perdas totais em 0,62 p.p. na comparação contra dezembro/16 e já acumula queda de 2,01 p.p. contra março/16, quando foi iniciada a atual estratégia de combate às perdas.
Atualmente, a Companhia encontra-se 2,03 p.p. acima do percentual de repasse regulatório de 19,89%5
estabelecido pela Aneel no processo de Revisão Tarifária Periódica (RTP), que entrou em vigor a partir de 15 de março de 2017. Em dezembro de 2016, antes da Revisão Tarifária, a diferença entre a perda total e o repasse regulatório era de 6,06 p.p. A redução dessa diferença entre a perda real e o repasse regulatório, isoladamente, representa um acréscimo de cerca de R$ 228 milhões no EBITDA da Light SESA (12 meses).
5Este percentual de 19,89% sobre carga fio é calculado 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. Dessa forma, dependendo do desempenho do mercado de baixa tensão e da carga fio, esse percentual de 19,89% pode variar ao longo do ciclo.
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No 4T17, o programa de perdas combateu 423 GWh - sendo 332 GWh referentes à recuperação de energia (REN), 64 GWh à incorporação de energia (IEN) e 28 GWh à redução de carga, representando uma redução de 15% quando comparado com os 498 GWh combatidos no 4T16, sendo 383 GWh referentes à recuperação de energia (REN), 79 GWh à incorporação de energia (IEN) e 36 GWh à redução de carga. O resultado reflete um processo de recuperação de energia mais eficiente, atingindo um índice de acerto nas inspeções de 78% (vs 70% no 4T16).
Nas áreas possíveis6, as perdas não-técnicas fecharam o 4T17 em 2.878 GWh (50,9% das perdas não técnicas
da Light) e as perdas totais atingiram 15,0% da carga fio, ligeiramente inferior ao 3T17. Além disso, tal estratégia também proporciona uma queda no custo médio por MWh combatido (últimos 12 meses) de 28,3% no período, terminando o 4T17 em R$ 271,02 /MWh, por ser mais intensiva em medidas ostensivas de gestão operacional (opex) do que em investimentos (capex).
Já nas áreas de risco, as perdas totais apresentaram uma redução para 80,4% da carga fio vs. 81,3% no 3T17. Tal redução deve-se, principalmente, ao investimento realizado ao longo de 2017, no tocante a instalação de medidores de fronteira para melhoria da precisão no processo de aferição das perdas nas áreas de risco. Atualmente, cerca de 70% das áreas de risco têm sua perda monitorada.
A Companhia atualmente conta com um parque de 898 mil medidores eletrônicos instalados e continua ampliando-o com prioridade para os clientes das áreas possíveis com consumo por unidade significativo. Atualmente, já é possível controlar remotamente cerca de 64% do faturamento da distribuidora através do centro de controle de medição. Este monitoramento é de fundamental importância para identificar dos alvos para inspeções, disciplinar o mercado e evitar reincidências no furto de energia.
Perdas Não Técnicas/Mercado BT 12 Meses
11
Programa de Combate às Perdas Não-Técnicas 4T17 (GWh)
Capex + Opex Perdas / Energia Recuperada + Incorporada + Redução de Carga (R$/MWh – 12 Meses)
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Parque de Medidores Eletrônicos (Mil unidades)
17,6% 17,4% 16,7%
15,8%
14,8% 14,6% 15,1% 15,0%
mar/16 jun/16 set/16 dez/16 mar/17 jun/17 set/17 dez/17
Perda Total / Cfio – Áreas Possíveis + APZs 12 Meses 80,2% 81,0% 81,9% 82,8% 82,7% 82,6% 81,3% 80,4%
mar/16 jun/16 set/16 dez/16 mar/17 jun/17 set/17 dez/17
Perda Total / Cfio – Áreas de Risco 12 Meses
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2.1.4. Arrecadação
Taxa de Arrecadação por Segmento (12 meses)
Taxa de Arrecadação por Segmento (Trimestre)
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O Índice de Arrecadação Global (12 meses) em dezembro de 2017 atingiu 97,3%, desconsiderando o impacto da REN. Podemos destacar a taxa de arrecadação do segmento de varejo que atingiu 96,6% no mesmo período.
Incorporando o efeito da REN, o índice de Arrecadação Global (12 meses) em dezembro de 2017 atingiu 92,4%, contra 94,1% em setembro de 2017. Essa queda de 1,7 p.p. é especialmente explicada pela
instabilidade associada à implantação do novo sistema comercial (Projeto Único)7, afetando principalmente
os meses de outubro, novembro e dezembro de 2017. Tal efeito fica mais evidente nos segmentos do varejo, cuja queda na arrecadação trimestral foi de 8,0 p.p (98,7% para 90,7%) e de grandes clientes, que caiu 5,0 p.p (de 99,7% para 94,7%). A situação está praticamente normalizada no final do 1T18.
Com relação ao poder público, apesar dos acordos de compensação vigentes8, houve queda na arrecadação
por conta do novo sistema comercial, mas também em função da publicação do decreto n° 44.096 de 18 de dezembro de 2017, que postergou os pagamentos a serem realizados pela Prefeitura da Cidade do Rio de Janeiro nos meses de novembro e dezembro de 2017 para o mês de fevereiro de 2018.
O índice PCLD sobre Receita Operacional Bruta dos últimos 12 meses sofreu uma alteração estrutural a partir da nova estratégia de combate às perdas, ocasionada pelo aumento significativo da REN associada ao consumo retroativo não-faturado – conforme pode ser visto a seguir na comparação dos gráficos. No entanto, a estratégia adotada pela Superintendência de Disciplina de Mercado, que iniciou suas atividades no 2T17, já resultou em uma expressiva redução na PCLD do 3T17, mantendo a trajetória de queda no 4T17 encerrando o ano em 2,7% versus 2,8% ao final do trimestre anterior. O combate à inadimplência também está trazendo resultado positivo para a Companhia no tratamento de casos de reincidência em fraudes/irregularidades e renegociação de dívidas com clientes do varejo.
Com o avanço do trabalho de disciplina de mercado, a Companhia poderá aperfeiçoar sua estratégia de renegociação e cobrança dos clientes, estabelecendo métricas cada vez mais eficientes, permitindo, de forma gradativa, um melhor equilíbrio dos níveis de adimplência, mantendo o combate intensivo ao furto de energia. Essa estratégia é fundamental para que a Distribuidora recupere a autoridade de sua concessão.
7O Projeto Único foi desenvolvido para modernização estrutural do ambiente tecnológico da Distribuidora, com o objetivo de melhorar a segurança operacional e garantir
a inserção de novas funcionalidades relacionadas aos processos de faturamento, arrecadação, cobrança, redução de perdas e atendimento aos clientes.
8O primeiro acordo foi publicado em set/15, referente a débitos do Governo Estadual até dez/14, no valor de R$ 46,4 milhões, a ser compensado em até 36 meses, a
partir de novembro de 2015. O segundo acordo foi publicado em jun/16 e refere-se à parte dos débitos de uma concessionária de serviços públicos, no montante de R$ 38,9 milhões, integralmente compensado em 12 meses a partir de setembro de 2016. O terceiro acordo refere-se a débitos do Governo Estadual do período de jan/15 a abr/16, no valor de R$ 153,2 milhões, a ser compensado em até 29 meses, a partir de ago/16. O quarto acordo refere-se a débitos do Governo Estadual do período de mai/16 a mai/17, no valor de R$ 110,2 milhões, a ser compensado em até 18 meses, a partir de jul/17.
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Evolução da REN Trimestral e Últimos 12 Meses
PCLD/ROB9
(Fornecimento - 12 Meses)
16
2.1.5. Qualidade Operacional
DEC (horas) FEC (vezes)
12 meses 12 meses
Compensações Financeiras - R$ Milhões (DIC / FIC / DMIC / DICRI)
Os índices de qualidade continuam mantendo trajetória decrescente em função das melhorias operacionais e investimentos realizados ao longo do ano. O DEC (12 meses) em dezembro de 2017 foi de 9,15 horas, representando uma melhora de 11% em relação a setembro/17 e de 22% quando comparado a dezembro/16, abaixo do limite estabelecido pela ANEEL para o final do ano, de 11,39 horas. O FEC (12 meses) em dezembro de 2017 foi de 5,26 vezes, o que representou uma melhora de 5% em relação ao resultado de setembro de 2017 e de 19% quando comparado a dezembro de 2016, também abaixo do limite estabelecido pela ANEEL para 2017, de 5,99 vezes. Com isso, a Companhia conseguiu reduzir o pagamento de compensação aos consumidores por descumprimento de indicadores de qualidade (DIC/FIC) em 50,2% no trimestre e 27,3% no ano10.
Em 2017, diversas intervenções foram realizadas na rede aérea com o objetivo de garantir mais segurança e qualidade no fornecimento. Podemos destacar:
10 Para efeito de cálculo das compensações financeiras de DIC e FIC em 2016, a ANEEL utilizou como referência um DEC de 8,50 horas e um FEC de 6,36 vezes.
3 5
-50,2%
4T17 4T16
Compensações Financeiras (DIC/FIC/DMIC/DICRI)
34 46
2017 -27,3%
2016
17
Instalação de equipamentos de proteção e sistemas de self healing em diversos pontos da rede de distribuição, sendo alguns munidos de sistemas de comunicação para operação remota.
Instalação e substituição de transformadores de potência para atender ao aumento de carga.
Substituição de trechos de rede aérea nua (cabos sem revestimento protetor) por rede robusta (cabos protegidos e isolados).
Instalação de novos trechos de rede, visando aumentar a flexibilidade operativa e mitigação de impactos em eventos de contingência.
Além disso, foram realizadas 1.732 inspeções preventivas e 2.141 inspeções de atendimento e demandas corretivas em circuitos de rede aérea em 2017. Também foram substituídos 2.685 transformadores de distribuição e realizadas 241.722 podas de árvores pela Light em sua área de concessão.
A Companhia também investiu em novas tecnologias e inovações em processos durante todo o ano, como parte importante da estratégia de melhoria da qualidade do fornecimento. Entre as principais iniciativas, podemos destacar:
Adoção de ferramenta de BI (Business Intelligence) para o acompanhamento das atividades diárias de operação e consolidação dos indicadores.
A adoção de ferramenta para o acompanhamento das atividades diárias de operação em tempo real, auxiliando na tomada de decisão por parte do centro de operação e regionais.
O desenvolvimento de ferramenta computacional para simulação e previsão de sobrecarga em transformadores de força.
A implantação de ferramenta computacional para verificação de sobrecargas em linha de transmissão e transformadores.
A criação do relatório de acompanhamento da quantidade de programações e manobras na rede de média tensão e do relatório diário de pós-operação dos pedidos de intervenção com interrupção de carga.
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 28/07/2017 no inciso i do item 2.222 da Seção 1.2 do
Módulo 1 do PRODIST11, 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 Decreto do Governo Federal em 28 de julho de 2017. No caso das compensações (DIC/FIC/DMIC), serão afetadas apenas aquelas que ainda não foram pagas aos consumidores.
11PRODIST são documentos elaborados pela ANEEL e normatizam e padronizam as atividades técnicas relacionadas ao funcionamento e desempenho dos sistemas de
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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 risco12 na concessão.
2.2. Desempenho Financeiro
2.2.1. Receita Líquida
13A Receita Líquida, desconsiderando a receita de construção, apresentou um aumento de 39,2% no trimestre. As principais variações entre 4T17 e 4T16 ocorreram nas seguintes rubricas:
A CVA no 4T17 de R$ 276 milhões contra R$ 101 milhões negativos no 4T16 reflete o aumento das despesas com risco hidrológico (associado ao GSF e ao PLD), maiores despesas com os encargos da Rede Básica e contratos por disponibilidade, além da receita adicional por sobrecontratação acima do limite regulatório (R$ 68 milhões).
Valor Justo do Ativo Indenizável da Concessão (“VNR”) de R$ 207 milhões apresentado no 4T17, em razão do efeito não-recorrente da homologação pela ANEEL da Base de Remuneração Regulatória (BRR)
12Áreas com severas restrições operacionais.
13Em 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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definitiva, a partir da Revisão Tarifária ocorrida em março de 2017; no 4T16 foram reconhecidos R$ 156 milhões negativos, cálculo estimado utilizando-se uma BRR preliminar.
Conta CCRBT (Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeira Tarifária), com resultado negativo de R$ 57 milhões em razão dos repasses efetuados à CCEE.
Aumento de 7,8% da Energia Vendida em todos os segmentos do mercado cativo no 4T17 em relação ao 4T16, reflexo do aumento na tarifa homologada pelo órgão regulador em março de 2017, além do impacto do aumento da REN (R$ 200 milhões no 4T17 vs 172 milhões no R$4T16).
Aumento de 24,0% no Uso da Rede (TUSD) em função da migração de clientes cativos para o mercado Livre.
2.2.2. Custos e Despesas
2.2.2.1. Custos e Despesas Gerenciáveis
Neste trimestre, os Custos e Despesas Gerenciáveis - representados por PMSO (Pessoal, Material, Serviços de Terceiros e Outros), Provisões, Depreciação e Outras Receitas/Despesas Operacionais - totalizaram R$ 404 milhões, 65,2% acima do 4T16.
O aumento de 4,7% no PMSO pode ser explicado por uma variação de R$ 10,6 milhões na linha de serviços de terceiros, devido ao forte incremento no volume de podas de árvores e de turmas de emergência que geraram reflexos positivos nos indicadores de DEC e FEC, além de benefícios financeiros de redução de multas de qualidade que serão sentidos nesse e nos próximos trimestres (vide seção 2.1.5), além da maior quantidade de ações de corte e cobrança sobre os clientes inadimplentes para garantia da arrecadação. Vale mencionar que as despesas de Pessoal ficaram iguais ao 4T16, a despeito da inflação (IPCA) no período ter sido de 2,95%, evidenciando o compromisso com o controle de despesas da Companhia.
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Na rubrica de Provisões para Contingência houve um aumento de R$ 145 milhões em razão do efeito não
recorrente da reversão do provisionamento referente ao processo de ICMS Ativo Fixo14 no valor de R$ 139
milhões realizada no 4T16.
2.2.2.2. Custos e Despesas Não Gerenciáveis
Os Custos e Despesas Não Gerenciáveis no 4T17 aumentaram 21,4% em comparação com o mesmo período do ano passado. Dentre os principais desvios, é possível destacar (i) a elevação nas despesas com risco hidrológico, fruto do aumento do PLD aliado à queda do GSF, e o aumento nas despesas com contratos por disponibilidade, pela elevação dos níveis de geração térmica; (ii) aumento de 11,4% na despesa de Itaipu, em razão do aumento na tarifa em dólar; e (iii) repasse de indenização pago as transmissoras no valor de R$ 256 milhões.
14Reversão de provisão referente a um processo que teve seu prognóstico alterado no 4T16 após reavaliação de sua probabilidade de perda pelos assessores jurídicos e
tributaristas. Essa discussão refere-se à aplicabilidade da Lei Estadual nº 3.188/99, que restringia a apropriação dos créditos de ICMS incidentes nas aquisições de bens destinados ao ativo imobilizado, sendo exigido que o crédito fosse diferido em parcelas, porém esta restrição não era prevista na Lei Complementar nº 87/96, relacionada ao aproveitamento do crédito de ICMS na aquisição de bens de capital e uso de consumo.
21
22
2.2.4. EBITDA Ajustado Excluindo Itens não-recorrentes
2.2.5. Resultado Financeiro
O resultado financeiro foi negativo em R$ 189 milhões no 4T17, ante R$ 220 milhões negativos no 4T16, uma melhora de 14,4%, decorrente principalmente da redução no custo da dívida, explicada pela queda do CDI e inflação no período. Tal redução foi compensada parcialmente pelo aumento em outras despesas financeiras, explicado pelo pagamento de encargos.
No ano, o resultado financeiro foi negativo em R$ 783 milhões, uma piora de 18,0% com relação ao resultado de R$ 664 milhões negativos registrado em 2016. Tal piora pode ser explicada principalmente pela combinação do aumento na linha de Outras Despesas Financeiras, decorrente de juros por atraso no pagamento de faturas de compra de energia, bem como da variação cambial de Itaipu, cujos efeitos foram mitigados parcialmente pela redução no custo da dívida, impactado pela queda do CDI e inflação no período.
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3. Geração - Light Energia
3.1. Desempenho Operacional
3.1.1. Compra e Venda de Energia
No 4T17, o volume de venda de energia no ACL aumentou 4,4% em comparação ao mesmo período do ano anterior, principalmente devido a política de sazonalização dos contratos existentes, com uma maior concentração nas vendas a partir de maio/17.
Embora a média do GSF no 4T17 (69%) tenha ficado abaixo da média do 4T16 (88%), a política de compra de energia para recomposição de lastro e mitigação do risco hidrológico adotada ao longo do ano propiciou uma menor exposição líquida ao no 4T17 e um hedge médio de 14% já para o ano de 2018.
A Light Energia, encontra-se amparada por uma decisão que evita o pagamento da energia no mercado spot, protegendo seu fluxo de caixa, embora este custo seja regularmente reconhecido no resultado. O saldo bruto do passivo provisionado referente ao período de maio/15 a dezembro/17 era de aproximadamente R$ 537 milhões (ou R$ 342 milhões, já líquidos dos valores a receber).
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GSF - Generation Scaling Factor
PLD Médio Mensal SE/CO (R$/MWh)
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3.2. Desempenho Financeiro
3.2.1. Receita Líquida
Neste trimestre houve um aumento de R$ 158 milhões, ou 94,2%, na Receita Líquida em comparação ao mesmo período no ano anterior, devido principalmente a venda de energia no ACL (R$ 35 milhões) e no
mercado spot (R$ 122 milhões)15.
3.2.2. Custos e Despesas
A variação de R$ 218 milhões no total de Custos e Despesas no 4T17 em relação ao 4T16 ocorreu em função de um aumento na despesa com compra de energia devido à redução no GSF e do aumento no PLD.
O efeito líquido (receita – despesa) isolado do GSF no EBITDA da Light Energia no 4T17 foi negativo em R$ 162,4 milhões.
15Para 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 positivo em R$ 6 milhões no 4T17, ante R$ 41 milhões negativos no 4T16. Essa melhora é decorrente principalmente da redução no custo da dívida, explicada pela queda do CDI no período. Tal melhora foi parcialmente compensada pelo aumento em outras despesas financeiras, resultado da atualização monetário do GSF.
3.2.4. Resultado Líquido
O resultado da Light Energia no 4T17, sem equivalência patrimonial das Participações, obteve um lucro líquido de R$ 29 milhões. Incluindo-se o efeito da equivalência patrimonial de Guanhães e Renova, apurou-se um prejuízo líquido de R$ 149 milhões no 4T17.
A redução do impacto negativo da equivalência patrimonial de Guanhães em comparação ao 4T16 está ligada à redução do impairment apurado nas 4 PCHs do Complexo de Guanhães, já que em 2016 as obras encontravam-se paradas, em virtude rescisão em dezembro de 2015 do contrato com o consórcio construtor, sendo retomadas em novembro de 2017 com novo epecista. Desde então, as Licenças de Operação (LO) foram obtidas e as turbinas tem previsão de entrada em operação a partir do 2T18, com conclusão estimada para o 2T19.
Já em Renova, a piora do valor da equivalência patrimonial no trimestre refere-se ao prejuízo que a Companhia auferiu no 4T17. Esse resultado é principalmente explicado pelo impairment de parques eólicos, bem como aumento dos custos com compra de energia para cobrir as necessidades de energia do contrato Mercado Livre II e do contrato referente ao LER 2014.
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4. Comercialização - Light Com
4.1. Desempenho Operacional
Neste trimestre, o volume de comercialização aumentou 39,5% em comparação ao 4T16, devido à realização das operações de compra de energia para recomposição do hedge da Light Energia (265 GWh) e à novas operações de venda realizadas ao longo do ano de 2017, tais como, vendas de energia convencional e incentivada e swaps temporais e de submercado (301 GWh).
A variação observada no preço médio de venda foi influenciada principalmente pela aquisição do volume de energia necessário para recomposição do hedge da Light Energia com o respectivo repasse a preços de mercado.
4.2. Desempenho Financeiro
No trimestre, houve um incremento de 71,2% na receita líquida em comparação ao 4T16, em função da operação de recomposição do hedge da Light Energia, das vendas de curto prazo realizadas ao longo do ano de 2017 e do efeito não-recorrente da contabilização da indenização operacional referente à ajustes no contrato com a Renova (Alto Sertão III), no valor líquido de R$ 65 milhões, para atender exigências feitas pelo financiador do projeto.
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4.2.1. EBITDA Ajustado Excluindo Itens não-recorrentes
5. Serviços - Light ESCO
5.1. Desempenho Operacional
O portfólio de projetos da Light ESCO com O&M no 4T17 totalizou oito instalações, sendo uma industrial e sete comerciais. Seis dessas instalações estão localizadas no Rio de Janeiro, uma em São Paulo e uma no Rio Grande do Sul.
5.2. Desempenho Financeiro
No 4T17 foi apurado lucro líquido de R$ 2 milhões contra um prejuízo de R$ 19 milhões no 4T16 associado ao provisionamento para baixa contábil num projeto de cogeração no montante de R$ 18 milhões, posteriormente revertido no 3T17.
Em 20 de março de 2018, a Light S.A. e a Ecogen Brasil Soluções Energéticas S.A. celebraram o Contrato de Compra e Venda de Ações para a alienação da totalidade das ações detidas pela Companhia na sociedade Light Esco, no valor de R$ 43,4 milhões. Vide seção de Eventos Subsequentes para detalhamento.
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6. Endividamento
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O saldo da dívida bruta ao final do 4T17 era de R$ 7.548 milhões, apresentando um aumento de 5,3% em relação a 3T17. Esse aumento pode ser explicado principalmente pelas seguintes captações de recursos no trimestre (i) liquidação da 13ª emissão de debêntures da Light SESA, no valor total de R$ 459 milhões, com prazo de 5 anos em parcela única; (ii) liquidação da 5ª emissão de debêntures na Light Energia, no valor total de R$ 100 milhões com prazo de 2 anos com parcelas trimestrais e; (iii) liquidação da 4ª emissão de Notas Promissórias na Light SESA, no valor total de R$ 400 milhões com prazo de 1,1 ano com parcela única.
O indicador de covenants Dívida Líquida/EBITDA encerrou o 4T17 em 3,14x, abaixo do limite superior de 3,75x estabelecido contratualmente, e 15,6% inferior do 4T16 (3,72x). O indicador EBITDA/Juros foi de 3,63x no 4T17, acima do limite inferior de 2,0x estabelecido contratualmente.
Dívida Bruta e Líquida Consolidada (R$ MM)
Amortização dos Empréstimos e Financiamentos e Debêntures (R$ MM) Prazo Médio: 2,6 anos
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Indexadores da Dívida Custo da Dívida
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6.2. Abertura do Endividamento por Distribuição e Geração
Light SESA
Amortização¹ (R$ MM) Indexadores de Dívida Prazo Médio: 2,7 anos
Light Geração
Amortização¹ (R$ MM) Indexadores da Dívida
Prazo Médio: 1,5 anos
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7. Investimento Consolidado
Abertura do Investimento da Light SESA (Distribuição e Administração) (R$ MM)
O segmento de Distribuição concentrou a maior parte dos investimentos no 4T17, sendo a maior parte deste montante destinada ao atendimento das metas pactuadas com a ANEEL no âmbito dos Planos de Resultados e de Modernização e Renovação de Ativos da Rede de Distribuição Subterrânea. Do montante total investido em 2017 na Light SESA, 80% foram destinados a ativos elétricos (passíveis de serem reconhecidos na BRR - Base de Remuneração Regulatória), contra 56% no ano de 2016.
Dentre os investimentos realizados, destacam-se: (i) R$ 124 milhões investidos no desenvolvimento de redes de distribuição e expansão, com o intuito de atender ao crescimento de mercado, aumentar a robustez da
0% 85% 243 15% 189 -22% 4T16 16% 30% 4T17 54% 710 9% 726 2016 +2% 80% 35% 2017 56% 9% 11%
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rede e melhorar a qualidade; (ii) R$ 82 milhões investidos no avanço do projeto de combate às perdas de energia, com um maior número de equipes no campo para intensificação das inspeções e normalizações dos clientes de baixa tensão, atualização dos medidores eletrônicos existentes para uma tecnologia mais avançada e continuidade do investimento em balanço energético na rede de Smart Grid.
O investimento no segmento de Geração foi direcionado para construção da PCH Lajes, além da modernização de equipamentos, reforma de barragens e de estruturas civis.
Com relação aos aportes, foram realizados R$ 16 milhões no 4T17, uma redução de 59,6% em relação ao volume total aportado nas participações durante o 4T16. Os aportes no período foram destinados aos seguintes projetos:
Belo Monte (R$ 2,8 milhões): montagem eletromecânica das turbinas. Em janeiro de 2018, a usina
atingiu 100% de sua garantia física (4.571 MWmed) e 45,6% (5.122 MW) de sua capacidade instalada (14 unidades geradoras em operação comercial de um total de 24).
Guanhães (R$ 11,4 milhões): retomada das obras das 4 PCHs em novembro de 2017, Licenças de
Operação (LO) já obtidas e turbinas com previsão de entrada em operação a partir do 2T18, com conclusão estimada para o 2T19.
Itaocara (R$ 2,2 milhões): indenização às distribuidoras por negociação de rescisão de 70% dos CCEAR até o momento, tendo em vista decisão conjunta com a sócia CEMIG de não implementar o empreendimento, em discussão com a ANEEL.
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8. Estrutura Acionária, Societária, e Mercado de Capitais
As ações da Light S.A. (LIGT3) estavam cotadas a R$ 16,69 ao final de dezembro de 2017. O valor de mercado da Companhia encerrou o trimestre em R$ 3,4 bilhões, redução de 3,86% em relação a dezembro de 2016.
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9. Eventos Subsequentes
9.1 Renegociações de dívida e Novas Captações
Ao longo do 1º trimestre de 2018, foram realizadas as seguintes operações:
i. Em 1º de fevereiro de 2018 foi realizada a rolagem da dívida da Light SESA e Light Energia
com o Citibank. A rolagem da Light SESA foi no valor de R$ 632 milhões com vencimento em agosto de 2021 e a da Light Energia no montante de R$ 94,8 milhões com vencimento em agosto de 2019. Ambas as operações foram realizadas através da modalidade 4131 com
swap vinculado ao custo de CDI + 3,5% a.a.
ii. Em 8 de fevereiro de 2018 foi realizada a captação de R$ 150 milhões para a Light SESA com
o Banco do Brasil, com taxa de juros de CDI + 3,5% a.a. e amortização bullet em agosto de 2018. Na mesma data, foi realizada a captação de R$ 117 milhões para a Light SESA com o Banco Santander, com taxa de juros de CDI + 3,5% a.a. e amortização bullet também em agosto de 2018.
iii. Em 19 de março de 2018, o Conselho de Administração da Light aprovou a criação do Fundo
de Investimento em Direitos Creditórios Light (FIDC) que será garantido pelos recebíveis da Light. A operação tem o volume de até R$ 1,4 bilhão, sendo R$ 1,0 bilhão com garantia firme e R$ 400 mil em regime de melhores esforços. O FIDC poderá ser dividido em até duas séries, a saber: 1ª série em CDI com spread variando entre o piso de 1,2% a.a. e teto de 1,75% a.a.; 2ª série em IPCA com spread variando entre o piso de 5,5% a.a. e teto de 6% a.a. A dívida terá o prazo de 6 anos, sendo um ano de carência com sessenta parcelas mensais.
9.2 Proposta Vinculante da Brookfield Energia Renovável para Renova Energia
Em 27 de fevereiro de 2018, o Conselho de Administração da Renova Energia S.A. (“Renova”) deliberou favoravelmente ao aceite da proposta vinculante da Brookfield Energia Renovável S.A. (“BER”).
A proposta contempla a aquisição dos seguintes ativos e respectivos preços:
(i) Complexo de Alto Sertão III, composto por 433 MW com PPAs e 288MW inscritos no Leilão de dezembro de 2017, pelo valor de R$ 650 milhões, a serem pagos na data de fechamento da transação. O Preço poderá ser acrescido de earn-out de até R$ 150 milhões (corrigidos por CDI) vinculado à geração futura do complexo eólico, a ser apurada após 5 anos de sua entrada em operação. Os financiamentos bancários relativos a esses ativos também serão transferidos à BER.
(ii) Projetos eólicos em desenvolvimento, com capacidade instalada estimada de 1,1 GW, ao preço de R$ 187 mil por MW, a serem pagos como earn-out (corrigidos por CDI).
O Conselho aprovou também a concessão de um novo período de exclusividade à BER por 30 (trinta) dias, prorrogáveis automaticamente por 30 (trinta) dias adicionais, para finalização dos documentos da transação, cuja conclusão efetiva se dará após a apreciação e aprovação dos órgãos de governança da Renova e de seus controladores, bem como após o cumprimento de condições precedentes usuais em transações desta natureza.
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Os recursos oriundos desta transação serão destinados prioritariamente ao pagamento dos fornecedores e credores do projeto Alto Sertão III.
9.3 ANEEL Define Reajuste Tarifário de 2018 da Light SESA
Em 13 de março de 2018, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou um índice de reajuste tarifário com efeito médio de +10,36%. As novas tarifas entram em vigor a partir de 15 de março de 2018.
Com relação às diferentes classes de consumo e níveis de tensão, cabe observar que os consumidores residenciais perceberão um aumento de 9,03%, 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
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.
LIVRES + CATIVOS EFEITO MÉDIO
G rupo A A2 (88 a 138kV) 16,60% A4 (2,3 a 25 kV) 12,10% AS (subterrâneo) 10,74% BT B1 (residencial) 9,03% B2 (rural) 9,18% B3 (comercial) 9,18% B4 (ilum. pública) 9,18% Grupo A 13,40% BT 9,09% Grupo A+BT 10,36%
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Percepção Média para o Consumidor
Os itens não gerenciáveis da Parcela A contribuíram para um aumento de 7,36%, explicado principalmente pelo (i) aumento de 30,7% da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; (ii) aumento de 31,7% dos custos da Rede Básica, que passaram a incorporar integralmente os custos associados à indenização da RBSE - Rede Básica Sistemas Existentes; e (iii) acréscimo de 5,27% no custo de compra de energia, com preço médio de repasse dos contratos (Pmix) definido em 187,77 R$/MWh. Por sua vez, a retirada dos componentes financeiros do processo tarifário anterior e a inclusão dos novos representou um aumento de 2,55%.
No que se refere ao repasse das perdas regulatórias, item incluído nos custos de Compra de Energia, foram mantidos os percentuais definidos na última Revisão Tarifária, de 36,06% sobre o mercado de baixa tensão para as perdas não técnicas e de 6,34% sobre a carga fio para as perdas técnicas. Já o reajuste da Parcela B (que efetivamente fica com a Light para cobrir seus custos e remunerar seus investimentos) reflete a variação acumulada do IPCA no período, de 2,87%, deduzida do Fator X, que totalizou -0,08%. Em consequência, houve um acréscimo de 2,95% em relação à Parcela B do processo tarifário anterior. O Fator X, por sua vez, resulta da soma de 3 componentes: Fator X Pd, de 0,96%, relativo aos ganhos de produtividade setorial; Componente T, de - 0,84%, relativo à trajetória de custos operacionais; e Componente Q, de - 0,20%, associado ao incentivo pela melhoria dos indicadores de qualidade.
Atualização PB %
IPCA + 2,87%
- Fator X Pd (Produtividade) + 0,96%
- Componente T (Trajetória Opex) - 0,84%
- Componente Q (Qualidade) - 0,20 %
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9.4 Light Esco: Alienação da totalidade das ações
Em 20 de março de 2018, a Light S.A. e a Ecogen Brasil Soluções Energéticas S.A. celebraram o Contrato de Compra e Venda de Ações para a alienação da totalidade das ações detidas pela Companhia na sociedade Light Esco Prestação de Serviços S.A., sua subsidiária integral, no valor de
Equity Value de R$ 43,4 milhões, que poderá sofrer ajustes até a data de fechamento.
A conclusão da transação está sujeita ao cumprimento de determinadas condições suspensivas, incluindo a aprovação do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (“CADE”), estabelecidos no Contrato e comuns a esse tipo de operação.
9.5 Renova: Recebimento de proposta vinculante – Brasil PCH
Em 27 de março de 2018, a Renova Energia S.A. recebeu uma proposta vinculante da Cemig Geração e Transmissão S.A. (“Cemig GT”) referente à aquisição de 100% das ações de emissão da Chipley SP Participações S.A. (“Chipley”) detidas pela Renova ou de 51% das ações de emissão da Brasil PCH S.A. (“Brasil PCH) detidas pela Chipley.
A intenção da Cemig é que a Renova aliene sua participação na Brasil PCH a terceiros ou à própria Cemig ou a quaisquer de suas afiliadas, nos termos da proposta, de forma a viabilizar o pagamento dos valores devidos à Cemig GT.
A Renova informou que está avaliando a proposta recebida e notificou que a Cemig GT está impedida de se manifestar nos órgãos de governança da Renova sobre as deliberações relativas à aludida Proposta Vinculante. A conclusão da transação, se aceita pela Renova, dependerá ainda de determinadas condições precedentes comuns a este tipo de transação.
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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.
41
ANEXO I
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ANEXO II
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ANEXO III
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45
ANEXO IV
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47
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ANEXO V
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ANEXO VI
52
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
PCLD - Provisões 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: Felipe Sá (Head of Holdings and IR): +55 (21) 2211-7032 OTC: LGSXY Date: 3/28/2018 Fábio de Lucena (IR Manager): +55 (21) 2211-2814 Total shares: 203,934,060 Time: 12:00 noon Brazil // 11:00 a.m. US ET Marcio Loures Penna (IR Specialist): +55 (21) 2211-2828 Total Free Float: 97,629,475 shares (47.87%) Phone: +55 (11) 2188 0155 // +1 (646) 843 6054 Camilla Gonzaga (IR Analyst): +55 (21) 2211-2728 Market Cap (12/31/2017): R$ 3.4 billion Webcast: ri.light.com.br Regiane Abreu (Sustainability Specialist): +55 (21) 2211-2732
Rio de Janeiro, March 27th, 2018.
The Company delivered a net income of R$ 124 million in 2017 against a prior-year loss,
and Adjusted EBITDA of R$ 771 million in 4Q17 with a strong DisCo growth
Operating and Financial Highlights
Adjusted EBITDA was R$ 771 million in 4Q17, 56.0% higher than in 4Q16
reflecting higher DisCo
EBITDA, despite the impact from a lower GSF in Generation. DisCo EBITDA in 4Q17 was R$ 639 million (+85.8% vs. 4Q16) reflecting
loss reduction, OPEX
management, the Tariff
Review which occurred in March 2017 and the non-recurring effects. Excluding the non-recurring effects, DisCo EBITDA would be R$ 431 million (+21.4% vs. 4Q16 - see section 2.2.4).
Consolidated net income (loss) in 4Q17 was net income of R$ 91 million, an improvement of R$ 285 million from a loss of R$ 194 million in 4Q16, primarily driven by the increase in DisCo EBITDA.
Total grid losses (12 months) at December 2017 were 21.92% (vs. 22.0% in 3Q17), an aggregate decrease of 2.01 p.p. since implementation of the current loss reduction strategy in March 2016.
DEC (12 months) was 9.15 hours, an improvement of 11.0% compared with 3Q17 and 19.7% less than the level agreed with ANEEL for 2017 (11.39 hours). FEC (12 months) was 5.26 times in 4Q17, 5.1% less than in 3Q17 and 12.2% less than the level agreed with ANEEL (5.99 times).
PCLD in 4Q17 was R$ 12 million (vs. R$ 16 million in 4Q16), representing 2.7% of Gross Revenue (12 months), 0.1 p.p. below the ratio at September 2017 (2.8%).
Net Debt/EBITDA was 3.14x at end 4Q17 (vs. 3.10x at end 3Q17 and 3.72x at quarter-end 4Q16), less than the covenant cap of 3.75x.
Capital expenditure, excluding contributions to subsidiaries, was R$ 256 million in 4Q17 (+29.9% from 4Q16) and R$ 744 million in 2017 (-3.8% compared with 2016). 80% of the total investment was allocated to electrical assets (eligible for recognition in the Regulatory Asset Base (BRR).
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/expense. 3 - Adjusted EBITDA is CVM EBITDA less equity income and other operating income/expense. Adjusted EBITDA has been used for the analyses shown throughout this release.
2
1. Light S.A - Consolidated
1.1. Consolidated Financial Performance
For ease of understanding, positive percent changes shown in operating and financial income charts indicate improvement (i.e. an increase in income or decrease in costs and expenses), while negative percentages indicate worsening (i.e. a decrease in income or increase in costs and expense).
3
1.2. Consolidated Adjusted EBITDA
4Despite the negative net GSF impact of R$ 162.4 million on Light Energia, Consolidated EBITDA grew by 56% as a result of significant EBITDA growth in our Trading and Distribution businesses, driven by loss reduction, OPEX management, the Rate-Setting Review in March 2017 and the following non-recurring effects:
i. An adjustment to concession indemnifiable assets (VNR) of +R$ 207 million as a result of the approval by ANEEL of the final Regulatory Asset Base (BRR) in the 2017 Rate-Setting Review, and of R$ 156 million negative in 4Q16 based on a preliminary BRR;
ii. Reversal of a R$ 145 million provision recognized in 4Q16 relating to litigation over ICMS on Property,
Plant and Equipment;
iii. Recognition of an operational indemnity of R$ 65 million in the Trading subsidiary related to adjustments to an agreement with Renova.
For details on the EBITDA of our Distribution and Trading businesses excluding nonrecurring effects, see sections 2.2.4 and 4.2.1.
Consolidated Adjusted EBITDA 4Q16 / 4Q17 - R$ Million
4Adjusted EBITDA is calculated from income before social contribution and income tax, equity income, other operating income/expense, net financial expense,
4
1.3. Consolidated Income
Net income in the quarter is explained primarily by R$ 277 million increase in Consolidated Adjusted EBITDA compared with 4Q16 and R$ 77 million increase in Financial Revenue driven by lower interest and inflation in 2017.
Consolidated Net Income 4Q16 / 4Q17 - R$ Million
5
2. Light SESA
2.1. Operating Performance
2.1.1. Market
6
Total Billed Market (GWh) 4Q17
Total Billed Market (GWh) 2017
7
Total electricity consumption in 4Q17 was 6.559 GWh, an improvement of 0.4% from 4Q16 reflecting a 248 GWh increase in the free market, which mitigated a 222 GWh decline in the captive market. The captive market accounted for 75.0% of total consumption in 4Q17, versus 78.7% in the same period last year. The increase in free-market consumption is primarily due to migration of captive customers, particularly from the Commercial segment, in which the average number of customers was 98% larger in 4Q17 than in 4Q16. The Residential segment grew by 1.6% or 38 GWh compared with 4Q16, despite the unfavorable social and economic conditions in the state of Rio de Janeiro, the below-historical average temperatures and the 37 GWh reduction in power recovery (318 GWh in 4Q17 vs. 355 GWh in 4Q16). Not including the effect from power recovery (REN), residential consumption would have increased by 3.8%.
In the Commercial segment, consumption decreased by 2.8% in relation to the same period last year. New entrant free customers – bringing 132 GWh of added consumption in the period – were insufficient to mitigate the previously mentioned factors of temperature and the unfavorable economic environment. Consumption in the industrial segment increased by 4.7% in 4Q17 over 4Q16, with particularly strong growth in the free market, where our customer base expanded by 72.5%. This expansion incorporated 113 GWh in added demand, primarily through customer migration from the captive market to the free market, which added 74 GWh in demand. Among existing free customers, growth in demand was especially strong in the steel industry, increasing overall volumes. In the captive market, despite a 30% increase in low-voltage consumption, the migration of high and medium voltage customers – which account for 81% of this segment – to the free market caused consumption to decline by 22.2% or 55 GWh.
Power recovery was 330 GWh across all segments in 4Q17 (compared with 381 GWh in 4Q16) including 318 GWh in the residential segment and 12 GWh in the commercial segment. Power recovery in 2017 was 1,093 GWh across all segments (compared with 683 GWh in 2016) including 1,029 GWh in the commercial segment and 7 GWh in other segments.
8
2.1.2. Electricity Balance
Distribution Electricity Balance (GWh) Cumulative 2017
9
2.1.3. Power Losses
Changes in Total Losses 12 months
Total losses in the 12 months ended December 2017 were 8,004 GWh, or 21.92% of grid load. Despite the
currently adverse law enforcement environment in the State of Rio de Janeiro and its status as the 2nd most
complex concession area in Brazil as ranked by ANEEL, Light SESA successfully reduced total losses by 0.62 p.p. compared with December 2016 and 2.01 p.p. since implementation of the current loss reduction strategy in March 2016.
Losses are currently 2.03 p.p. above the regulatory pass-through cap of 19.89%5 established by ANEEL in the
Periodic Rate Review (PRR) effective from March 15, 2017. In December 2016, prior to the Tariff Review, the difference between total losses and the regulatory pass-through cap was 6.06 p.p. Closing the gap between actual losses and the regulatory pass-through cap has improved Light SESA's EBITDA by R$ 228 million (12 months).
Our loss reduction program addressed losses of 423 GWh in 4Q17 (including 332 GWh in recovered power (REN), 64 GWh in incorporated power (IEN) and 28 GWh in load reduction), a 15% decrease from 498 GWh in 4Q16 (383 GWh in recovered power (REN), 79 GWh in incorporated power (IEN) and 36 GWh in load
5The pass-through cap of 19.89% of grid load is calculated based on the pass-through levels established by ANEEL in the 4th Periodic Rate-Setting Review (4th PRSR),
approved on March 15, 2017 for the period 2017-2022, as follows: 6.34% of technical losses (out of total grid load) and 36.06% of non-technical losses in the low-voltage market. Depending on low-voltage market performance and grid load, this percentage of 19.89% may vary over the rate-setting cycle.
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reduction). This reflects a more efficient power recovery process, with an inspection accuracy rate of 78% (vs 70% in 4Q16).
In Approachable Areas6, non-technical losses were 2,878 GWh (50.9% of Light's non-technical losses) in 4Q17
and total losses were 15.0% of grid load in the period, slightly less than in 3Q17. Our strategy has also reduced average cost per MWh addressed (last 12 months) by 28.3% to R$ 271.02/MWh in 4Q17, as it is more OPEX- than CAPEX-intensive.
In Risk Areas, total losses were reduced to 80.4% of grid load (vs. 82.6% in 3Q17). This reduction is primarily due to investment in 2017 in installing boundary meters to improve accuracy in measuring losses in risk areas. Losses are currently monitored in 70% of risk areas.
The Company currently has a network of 898 thousand electronic meters installed and has continued to expand the network, with priority given to customers in approachable areas with significant per-unit consumption. With these capabilities, our distribution subsidiary can currently manage about 64% of billing effort from its metering control center. These monitoring capabilities are essential in identifying inspection targets, disciplining the market, and preventing recurrence of electricity theft.
Nontechnical Losses/LV Market 12 months
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Loss Reduction Program 4Q17 (GWh)
Capex+Opex Losses/Recovered Energy + Energy Incorporation + Load Reduction (R$/MWh – 12 Months)
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Electronic Meter Network (Thousand units)
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2.1.4. Collection
Collection Rate by Segment (12 months)
Collection Rate by Segment (Quarter)
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The Overall Collection Rate (12 months) in December 2017 was 97.3%, not including the impact from REN. The collection rate in the retail segment was especially strong at 96.6% in the period.
Incorporating the effect of REN, the Overall Collection Rate (12 months) at December 2017 was 92.4%, compared with 94.1% in September 2017. The decline of 1.7 pp. is largely explained by the instability
associated with the implementation of the new commercial system (Projeto Único)7, which primarily affected
the months of October, November and December 2017. Collection rates decreased most significantly in the retail segment, by 8.0 p.p. (98.7% to 90.7%), and in the large customer segment, by 5.0 pp (from 99.7% to 94.7%). The situation had virtually normalized by the end of 1Q18.
In relation to government receivables, despite the compensation agreements8 currently in place, revenues
declined not only as a result of the newly implemented commercial system but also due to the publication of Decree 44.096 (dated December 18, 2017), which postponed payments due by the City Hall of Rio de Janeiro in November and December 2017 to February 2018.
The 12-Month Allowance for Doubtful Accounts to Gross Operating Revenue indicator varied structurally as a result of the new loss reduction strategy due to a significant increase in REN related to unbilled retroactive consumption – as seen from a comparison of the graphs below. However, the strategy implemented by the Market Discipline department, created in 2Q17, delivered a significant reduction in ADA already in 3Q17 and remained on a downward trend in 4Q17, closing the year at 2.7% versus 2.8 % at the end of the previous quarter. Efforts against delinquency have also delivered positive results for the Company in dealing with recurring fraud/irregularities and renegotiating retail customer receivables.
Continued progress on market discipline efforts has enabled us to improve our receivables renegotiation and collection strategy and develop increasingly effective metrics to monitor our customer base, supporting gradual improvement of default levels and sustained, intensive anti-theft efforts. We believe this strategy is part of an important process to reestablish DisCo’s authority as the concession operator.
7Projeto Único is a project that is modernizing DisCo's technological capabilities to improve operational safety and incorporate new functionality into the billing, collection,
loss reduction and customer service processes.
8The first agreement was published on September 15 with respect to State Government receivables of R$ 46.4 million falling due up to December 2014, to be paid in up
to 36 months from November 2015. The second agreement was published in June 2016 for part of the receivables from a public utility company, in the amount of R$ 38.9 million, to be paid in 12 months from September 2016. The third agreement relates to State Government receivables of R$ 153.2 million for the period from January 2015 to April 2016, to be paid in up to 29 months from August 2016. The fourth agreement relates to State Government receivables of R$ 110.2 million for the period from May 2016 to May 2017, to be paid in up to 18 months from July 2017.
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Changes in Quarterly and 12-Month REN
ADA/Gross Revenue9 (Supply- 12 Months)
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2.1.5. Quality Indicators
DEC (hours) FEC (times)
12 months 12 months
Financial Compensation - R$ Million (DIC / FIC / DMIC / DICRI)
Quality indicators have continued on a downward trend due to operational improvements and investment throughout the year. Effective Outage Duration (DEC) (12 months) was 9.15 hours at December 2017, an improvement of 11% from September 2017 and of 22% compared with December 2016, and less than the ANEEL-established year-end limit of 11.39 hours. Effective Outage Frequency (FEC) (12 months) was 5.26 times at December 2017, an improvement of 5% from September 2017 and of 19% compared with December 2016, and also less than the ANEEL-established limit for 2017 of 5.99 times. This reduced the amount of compensation payable to consumers for failing to meet minimum quality indicators (DEC/FEC) by 50.2% in the quarter and 27.3% in the year10.
In 2017, a range of improvements were implemented in our aerial power systems to improve reliability and quality of supply. Significant improvements include:
