BM&FBOVESPA: LIGT3 Teleconferência: Felipe Sá (Superintendente de Participações e RI): +55 (21) 2211-7032 OTC: LGSXY Data: 15/05/2018 Fábio de Lucena (Gerente de RI): +55 (21) 2211-2814
Total de ações: 203.934.060 ações Horário: 14:30hs Brasil / 13:30hs 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 (31/03/18): R$ 2,8 bilhões Webcast: ri.light.com.br Regiane Abreu (Especialista de Sustentabilidade): +55 (21) 2211-2732
Rio de Janeiro, 14 de maio de 2018.
Light atinge lucro líquido de R$ 93 milhões no 1T18, 276% acima do 1T17, e EBITDA de R$
472 milhões, mesmo diante do cenário desafiador na sua área de concessão
Destaques Operacionais e Financeiros
O resultado consolidado apurado no 1T18
registrou um lucro líquido de R$ 93 milhões,
representando uma melhora de R$ 68 milhões vs 1T17, influenciado principalmente pelo resultado financeiro.
O EBITDA Consolidado Ajustado atingiu R$
472 milhões no 1T18, registrando uma ligeira
queda de 3,8% contra o mesmo período do ano anterior.
O Mercado Total (faturado + não
faturado) registrou uma redução de 4,9% em relação ao 1T17, devido, principalmente, a forte
queda na temperatura, sobretudo no mês de fevereiro.
O índice de perdas totais sobre a carga fio
(12 meses) em março de 2018 foi de 22,72% (vs.
21,92% no 4T17). A diferença para o nível regulatório, que subiu para 20,62% em função do mix do mercado da Distribuidora, permaneceu praticamente estável em 2,10 p.p., quando comparado ao 4T17.
O DEC (12 meses) foi de 7,96 horas no 1T18, representando uma melhora de 13% em relação ao 4T17 já se encontra 18,8% abaixo do nível pactuado com a ANEEL para final de 2018 (9,80 horas). O FEC (12 meses) também
melhorou, atingindo 4,83 vezes no 1T18, queda de 8,2% em relação 4T17 e também 19,6% abaixo do nível pactuado
com a ANEEL para 2018 (6,01 vezes).
A constituição da PCLD no 1T18 foi de R$ 152 milhões (vs R$ 106 milhões no 1T17), representando 3,0% da receita bruta (12 meses), 0,3 p.p. acima do índice de dezembro de 2017 (2,7%), mas em linha com a expectativa da Companhia considerando a atual estratégia de disciplina de mercado.
O indicador de covenants Dívida Líquida/EBITDA encerrou o 1T18 em 3,21x, abaixo do limite superior de 3,75x estabelecido contratualmente. A dívida líquida no final do 1T18 foi de R$ 7.480 milhões.
Captação de US$ 600 milhões no mercado internacional de notes unit emitidas pelas controladas Light SESA e
Light Energia, sendo US$ 400 milhões pela Light SESA e US$ 200 milhões pela Light Energia, com juros de 7,25% ao ano,
com objetivo de: (i) pagamento de dívidas de curto e longo prazo; (ii) estender o vencimento de empréstimos e financiamentos; e (iii) reforço de sua liquidez. Em 03 de maio de 2018, foram internalizados os recursos e a Companhia contratou hedge para todo o fluxo da operação, na modalidade full swap, com custo médio de 142,86% do CDI.
1- EBITDA não é uma medida reconhecida pelo BRGAAP ou pelos IFRS e é utilizado como medida adicional de desempenho de suas operações, e não deve ser considerado isoladamente ou como uma alternativa ao Lucro Líquido ou Lucro Operacional, como indicador de desempenho operacional ou como indicador de liquidez. De acordo com a Instrução da CVM 527/2012, o EBITDA CVM apresentado é calculado a partir do lucro líquido antes do imposto de renda e contribuição social, despesas financeiras líquidas, depreciação e amortização, conforme conciliação do Anexo VII. 2- EBITDA para covenants representa o EBITDA CVM menos equivalência patrimonial, provisões e outras receitas/despesas operacionais. 3- EBITDA Ajustado representa o EBITDA CVM menos equivalência patrimonial e outras receitas/despesas operacionais. A Companhia adotou o EBITDA Ajustado para realizar as análises descritas ao decorrer deste documento.
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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 (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).
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1.2. EBITDA Ajustado Consolidado
4O EBITDA da Distribuidora foi basicamente impactado pela queda de mercado (vide seção 2.1.1) e aumento de PCLD (vide Seção 2.2.2). Já a Geradora foi influenciada pela sazonalização dos contratos, melhoria do GSF (vide Seção 3.1.1).
EBITDA Ajustado Consolidado 1T17 / 1T18 - R$ Milhões
4EBITDA Ajustado é calculado a partir do lucro líquido antes do imposto de renda e contribuição social, equivalência patrimonial, outras receitas/despesas operacionais,
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1.3. Resultado Consolidado
O aumento de R$ 68 milhões no resultado líquido do 1T18 em comparação ao 1T17 pode ser explicado principalmente pela melhora no resultado financeiro (R$ 126 milhões), parcialmente compensado pelo aumento da PCLD (R$ 46 milhões).
Resultado Líquido Consolidado 1T17 / 1T18 - R$ Milhões
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2. Light SESA - Distribuição
2.1. Desempenho Operacional
2.1.1. Mercado
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Mercado Faturado Total (GWh) 1T18
Mercado de Energia Elétrica (GWh) 1T18
A partir do 1T18, incluímos o consumo de energia das Concessionárias com objetivo de tornar o volume total aderente ao que é regularmente reportado a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Para efeito de análise, a base do volume retroativo (1T17) também foi alterada.
O consumo total de energia no 1T18 foi de 7.459 GWh, representando uma redução de 7,6% em relação ao 1T17 devido principalmente aos seguintes fatores:
i. Queda da temperatura no período: apenas em fevereiro de 2018, mês em que o consumo foi mais afetado, a temperatura média registrada foi de 26,4°C, ficando 2,3°C abaixo da média histórica de 28,7°C, resultando numa forte queda do consumo que foi parcialmente compensada nos meses de janeiro e março;
ii. Aumento de 226 GWh do consumo não faturado entre 1T18 e 1T17, resultado principalmente de um mês de março/17 bem mais frio em relação ao mês anterior e de um mês de março/18 bem mais quente na segunda quinzena do mês, o que impacta o volume do consumo não faturado em função dos ciclos de leitura para faturamento;
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iii. Redução de 43 GWh ou 17% no volume de energia recuperada (REN) no período (210 GWh no 1T18 vs 253 GWh no 1T17), resultado da estratégia de buscar uma melhoria qualitativa no volume de energia recuperada pela Companhia.
Desconsiderando o impacto do aumento do volume não faturado, a variação do consumo total (faturado + não-faturado) teria sido negativa de 4,9%, que foi o que de fato afetou o resultado da Distribuidora (e não 7,6%).
Vale mencionar que o consumo total registrado no 1T17 foi acima da média histórica, e representou um aumento de 5,9% frente ao 1T16. No gráfico abaixo é possível evidenciar que o mercado faturado do 1T18 apresentou uma pequena queda em relação ao divulgado no 1T16, confirmando o caráter estável e defensivo do mercado da área de concessão da Light.
Evolução do Mercado Faturado Total GWh
O consumo no mercado livre continua seguindo uma tendência de alta, representando 23,0% do consumo total no 1T18 contra 18,3% no 1T17. O aumento do consumo do mercado livre está relacionado principalmente ao movimento de migrações de clientes cativos da classe comercial e industrial. Cabe lembrar que o movimento migratório dos clientes cativos para clientes livres não afeta a margem da Distribuidora, uma vez que a energia continua sendo transportada pela Companhia.
No 1T18, o consumo na classe Residencial apresentou uma redução de 14,0% ou 407 GWh na comparação com o 1T17. Incluindo o item do consumo não faturado, a redução do 1T18 para o 1T17 diminuiria para 9,9%, explicada principalmente pela forte queda da temperatura citada acima, além da queda no volume de REN. Na classe Comercial, o consumo apresentou uma queda de 9,3% ou 214 GWh em relação ao mesmo período do ano passado. A entrada de novos clientes livres na base – que trouxeram um aumento no consumo de 100 GWh no período – não foi suficiente para mitigar a baixa temperatura registrada principalmente no mês de fevereiro. Outro fator que colaborou negativamente para o consumo de energia nessa classe foi a redução de 1,6% na atividade varejista no Rio de Janeiro em fevereiro de 2018 em relação ao mesmo período de 2017, de acordo dados do IBGE.
Já na classe industrial, o consumo registrou aumento de 7,8% no 1T18 em relação ao 1T17, evidenciando a perspectiva de retomada econômica no país. Esse aumento foi concentrado no mercado livre, onde o número de clientes cresceu 37,0%. Esse aumento na carteira trouxe 50 GWh adicionais de demanda, principalmente resultado da migração de clientes do mercado cativo para o mercado livre. Dos clientes livres que já pertenciam à base, o destaque permaneceu na forte demanda do setor siderúrgico que fez com que o volume global aumentasse.
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2.1.2. Balanço Energético
Balanço Energético de Distribuição (GWh) 1T18
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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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As perdas totais dos últimos 12 meses encerrados em mar/18 somaram 8.189 GWh, representando 22,72% sobre a carga fio. As perdas apresentaram um aumento de 0,8 p.p em relação ao trimestre anterior, basicamente em função da variação do consumo não faturado para o período de 12 meses encerrado em março/18 (224 GWh).
Atualmente, a Companhia encontra-se 2,10 p.p. acima do percentual de repasse regulatório de 20,62%5
conforme parâmetros definidos pela Aneel no Reajuste Tarifários (RTP) de março de 2017, já ajustados pelo mercado de referência para os próximos 12 meses homologado pela ANEEL quando do reajuste tarifário (IRT) de março de 2018. Em dezembro de 2016, antes da Revisão Tarifária, a diferença entre a perda total e o repasse regulatório era de 6,06 p.p. A redução dessa diferença entre a perda real e o repasse regulatório, isoladamente, representou um acréscimo de cerca de R$ 228 milhões no EBITDA da Light SESA (12 meses). No 1T18, o programa de perdas combateu 242 GWh - sendo 210 GWh referentes à recuperação de energia (REN), 23 GWh à incorporação de energia (IEN) e 9 GWh à redução de carga, representando uma redução de 15% quando comparado com os 284 GWh combatidos no 1T17 (sendo 253 GWh de REN, 21 GWh de IEN e 10 GWh de redução de carga). Essa redução faz parte de um processo de busca constante pela melhoria da eficiência da estratégia de combate às perdas, com objetivo de alcançar um equilíbrio sustentável entre o volume de REN praticado e o estoque de provisão para créditos de liquidação duvidosa (PCLD). A eficiência também se reflete no índice médio de acerto nas inspeções do 1T18 de 78% (vs média de 70% no 1T17). Nas áreas possíveis6, as perdas não-técnicas fecharam o 1T18 em 3.144 GWh (53,4% das perdas não técnicas
da Light) e as perdas totais atingiram 16,0% da carga fio (vs 15% no 4T17). Além disso, tal estratégia também proporciona uma queda no custo médio por MWh combatido (últimos 12 meses) de 6,7% no período, terminando o 1T18 em R$ 276,7/MWh, por ser mais intensiva em medidas ostensivas de gestão operacional (opex) do que em investimentos (capex).
Já nas áreas de risco, as perdas totais apresentaram uma redução para 80,1% da carga fio (vs. 80,4% no 4T17), principalmente devido ao investimento que tem sido realizado na instalação de medidores de fronteira para melhoria da precisão na aferição das perdas nessas áreas. Atualmente, cerca de 70% das áreas de risco têm sua perda monitorada.
A Companhia atualmente conta com um parque de 898 mil medidores eletrônicos instalados e continua ampliando-o com prioridade para os clientes das áreas possíveis com consumo por unidade significativo. Atualmente, já é possível controlar remotamente cerca de 64% do faturamento da distribuidora através do centro de controle de medição. Este monitoramento é de fundamental importância para identificar dos alvos para inspeções, disciplinar o mercado e evitar reincidências no furto de energia.
5Calculado com base nos patamares de repasse de perdas fixados pela ANEEL na 4ª Revisão Tarifária Periódica (4ª RTP), homologada em 15 de março de 2017 para o
período 2017-2022, quais sejam: 6,34% de perdas técnicas sobre a carga fio e 36,06% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão. Esse percentual pode variar ao longo do ciclo em função do desempenho do mercado de baixa tensão e da carga fio.
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Evolução de Perdas Não Técnicas/Mercado BT 12 Meses 2.660 (48%) 2.775 (50%) 2.635 (48%) 2.892 (52%) 2.873 (52%) 1T17 2T17 2.791 (50%) 3T17 1T18 2.786 (49%) 2.742 (47%) 2.865 (51%) 4T17 3.144 (53%) 5.552 5.508 5.566 5.651 5.886
Áreas de Risco Áreas Possíveis
2T17 3.870 (10%) 1T17 33.474 (90%) 3.849 (10%) 3.807 (10%) 32.941 (90%) 32.573 (90%) 3T17 3.847 (11%) 32.662 (89%) 4T17 3.783 (10%) 1T18 32.265 (90%) 37.344 36.790 36.380 36.509 36.048
Carga Fio 12 Meses (GWh) Perdas Não-Técnicas 12 Meses
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Capex + Opex Perdas / Energia Recuperada + Incorporada + Redução de Carga (R$/MWh – 12 Meses)
Parque de Medidores Eletrônicos (Mil unidades) 17,6% 17,4% 16,7% 15,8% 14,8% 14,6% 15,1% 15,0% 16,0%
mar/16 jun/16 set/16 dez/16 mar/17 jun/17 set/17 dez/17 mar/18 Perda Total / Cfio – Áreas Possíveis
12 Meses 80,2% 81,0% 81,9% 82,8% 82,7% 82,6% 81,3% 80,4% 80,1%
mar/16 jun/16 set/16 dez/16 mar/17 jun/17 set/17 dez/17 mar/18 Perda Total / Cfio – Áreas de Risco
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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 março de 2018 atingiu 93,7%, contra 92,4% em dezembro de 2017. Esse aumento de 1,3 p.p. é principalmente explicado pela normalização do novo sistema comercial (Projeto Único), que foi implantado no final de 2017 afetando principalmente a arrecadação do 4T17, conforme antecipado pela Administração da Companhia na divulgação do resultado anual de 2017. Tal efeito foi evidenciado nos segmentos do varejo, cujo aumento na arrecadação trimestral foi de 10,8 p.p (80,7% no 4T17 vs 91,5% no 1T18) e dos grandes clientes, que aumentou 4,3 p.p (94,7% no 4T17 vs 99,0% no 1T18). Cabe lembrar que o índice de arrecadação é impactado pela atual estratégia de combate às perdas, que possui como principal pilar o faturamento do consumo retroativo não faturado (REN) no segmento de varejo (residencial e comercial) o qual, de acordo com o gráfico abaixo, aumentou significativamente a partir do 2T16. O indicador de arrecadação é impactado pois a arrecadação da REN ocorre de forma parcelada. Desconsiderando o impacto da REN, o índice de arrecadação total 12 meses encerrada em março de 2018 teria sido 98,6%, representando um aumento de 1,3 p.p. em comparação com dezembro de 2017, e no segmento de varejo teria atingido 98,0% no período (vs 96,6% no 4T17).
Com relação ao poder público, além dos acordos de compensação vigentes7, houve aumento de 7,7 p.p.
(95,0% no 4T17 vs 102,7% no 1T18) na arrecadação trimestral por conta do fim 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 por conta do aumento significativo da REN associada ao consumo retroativo não-faturado no âmbito da atual estratégia de combate às perdas, principalmente a partir do 2T17, conforme pode ser visto a seguir na comparação dos gráficos abaixo. Com o avanço do trabalho de disciplina de mercado, a Companhia vem aperfeiçoando sua estratégia de renegociação e cobrança dos clientes através do estabelecimento de métricas cada vez mais eficientes, permitindo, de forma gradativa, um melhor equilíbrio entre os níveis de adimplência e o combate intensivo ao furto de energia. Essa estratégia é fundamental para que a Distribuidora recupere a autoridade de sua concessão. No 1T18 o índice PCLD/ROB (12 meses) registrou um ligeiro aumento para 3,0%, o qual encontra-se nivelado à outras concessionárias com desafios semelhantes e dentro do esperado pela Companhia no processo de disciplina de mercado.
7O 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
Considerando que o aumento de REN dentro da atual estratégia de perdas também trouxe aumentos na PCLD, contingências judiciais (associados à contestação de clientes) e opex das equipes de campo, o EBITDA marginal associado ao volume faturado de REN de R$ 906 milhões nos últimos 12 meses foi de aproximadamente R$ 140 milhões, ou seja, cerca de 10% do EBITDA ajustado da Light SESA nos últimos 12 meses. Isso demonstra que a estratégia de faturamento da REN tem como objetivo final a disciplina de mercado e não traz impacto significativo ao EBITDA.
PCLD/ROB8
(Fornecimento - 12 Meses)
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2.1.5. Qualidade Operacional
DEC (horas) 12 meses FEC (vezes) 12 mesesCompensações Financeiras - R$ Milhões (DIC / FIC / DMIC / DICRI)
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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 março de 2018 foi de 7,96 horas, representando uma melhora de 13,0% em relação a dezembro de 2017, e abaixo do limite estabelecido pela ANEEL para o final do ano, de 9,80 horas. O FEC (12 meses) em março de 2018 foi de 4,83 vezes, o que representou uma melhora de 8,2% em relação ao resultado de dezembro de 2017, e também abaixo do limite estabelecido pela ANEEL para 2018, de 6,01 vezes. Com isso, a Companhia conseguiu reduzir o pagamento da compensação aos consumidores por descumprimento de indicadores de qualidade (DIC/FIC) em 44,4% em comparação ao mesmo trimestre do ano anterior.
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 PRODIST9, expurgar de seus indicadores DEC/FEC todos os eventos em que concessionária se
viu comprovadamente impedida de atuar no restabelecimento do fornecimento de energia elétrica em função da violência. O expurgo poderá ser refletido nos indicadores desde o início da vigência do 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.
Essa conquista é fruto do trabalho que vem sendo desenvolvido pela Light, que pleiteou junto à ANEEL um tratamento mais adequado aos indicadores de qualidade, dada a presença das áreas de risco10 na concessão.
9PRODIST são documentos elaborados pela ANEEL e normatizam e padronizam as atividades técnicas relacionadas ao funcionamento e desempenho dos sistemas de
distribuição de energia elétrica.
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2.2. Desempenho Financeiro
2.2.1. Receita Líquida
11A receita líquida, desconsiderando a receita de construção, apresentou um aumento de 10,1% (R$ 228 milhões) no 1T18 contra o 1T17, com os seguintes destaques:
Aumento de R$ 262 milhões na CVA, devido a variação das despesas com compra de energia e ao aumento dos custos com encargos da rede básica e da CDE, cujas coberturas tarifárias foram corrigidas no reajuste tarifário de 15 de março de 2018.
Aumento de R$ 45 milhões no Uso da Rede (TUSD) em função da migração de clientes cativos para o mercado Livre com destaque para a forte demanda do setor siderúrgico, que impulsionou o consumo do segmento industrial.
O aumento de R$ 80 milhões de energia não faturada no final de março de 2018 contra o mesmo período do ano anterior.
11Em 10 de dezembro de 2014, foi assinado o quarto termo aditivo ao contrato de concessão para distribuição pela Companhia, que assegurou o direito e o dever de
que os saldos remanescentes de eventual insuficiência ou ressarcimento pela tarifa ao término de concessão serão acrescentados ou abatidos do valor da indenização, o que permitiu o reconhecimento dos saldos de tais ativos e passivos regulatórios.
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A redução de R$ 37 milhões na Conta CCRBT (Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeira Tarifária), em razão dos repasses efetuados à CCEE.
A redução de R$ 105 milhões em Energia Vendida principalmente devido à queda de 610 GWh do volume faturado entre os trimestres.
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$ 529 milhões, representando um pequeno aumento de 2,8% em relação ao 1T17.
O PMSO teve uma redução de 12,9% concentrado na rubrica de Outros, em função principalmente do aumento das multas por atraso de d faturas dos consumidores no 1T18, além de redução de multas operacionais12.
Já a rubrica de Provisões – PCLD registrou um aumento de R$ 46 milhões, associado à política de disciplina de mercado no âmbito da atual estratégia de combate às perdas, cujos efeitos começaram a ser sentido principalmente a partir do 2T17 (vide seção 2.1.4 Arrecadação). Importante mencionar que a Companhia adotou a nova metodologia requerida pelo IFRS13, que substitui o modelo de “perdas incorridas” por um
modelo prospectivo de “perdas de crédito esperadas”. 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
12A partir de 2018, as multas de qualidade (DIC / FIC) passaram a ser contabilizadas a linha de Receita Bruta.
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coletiva, considerando todas as informações razoáveis e sustentáveis, incluindo informações prospectivas. As perdas estimadas para contas a receber foram calculadas com base na experiência real de perda de crédito dos últimos três anos (2017, 2016 e 2015). A Companhia realizou o cálculo das taxas de perda separadamente para cada segmento de clientes. Além disso, quando aplicável, para o segmento de poder público, foram consideradas as mudanças no risco de crédito seguindo critério julgamental que reporte a expectativa de perda esperada para esses clientes
2.2.2.2. Custos e Despesas Não Gerenciáveis
Os custos e despesas não gerenciáveis no 1T18 aumentaram em 15,7% na comparação com o mesmo período do ano passado. Dentre os principais desvios, é possível destacar (i) o aumento de R$ 167 milhões com encargos da rede básica que a partir de julho de 2017 passaram a incorporar a indenização das transmissoras que tiveram o vencimento do contrato de concessão antecipado, de acordo com a Lei nº 12.783/13, e; (ii) o aumento de R$ 91 milhões na rubrica de CCEARs devido à elevação do saldo líquido da entrada de novos contratos de leilões.
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2.2.5. Resultado Financeiro
O resultado financeiro foi negativo em R$ 123 milhões no 1T18, ante R$ 232 milhões negativos no 1T17, apresentando uma melhora de 47,1% principalmente devido à redução no custo da dívida, explicada pela queda do CDI e IPCA medidos no período14, pela atualização de ativos e passivos financeiros do setor e pela
redução de perda com swap.
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3. Geração - Light Energia
3.1. Desempenho Operacional
3.1.1. Compra e Venda de Energia
No 1T18, o volume de venda de energia no ACL aumentou 11,3% 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, e, também, devido a venda do hedge hidrológico nos meses de fevereiro e março.
Já na compra spot, o aumento de 26,5% em comparação ao 1T17 é explicado pela melhoria do GSF médio no 1T18 em comparação ao mesmo período do ano passado.
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 março/18 era de aproximadamente R$ 550 milhões (ou R$ 374 milhões, já líquidos dos valores a receber).
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GSF - Generation Scaling Factor
PLD Médio Mensal SE/CO (R$/MWh)
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3.2. Desempenho Financeiro
3.2.1. Receita Líquida
Neste trimestre houve um aumento de R$ 74 milhões na receita líquida em comparação com mesmo período no ano anterior, devido ao aumento da venda de energia no ACL (R$ 27 milhões) e no mercado spot (R$ 47 milhões)15, associado à estratégia de sazonalização dos contratos, melhoria do GSF e aumento do PLD.
3.2.2. Custos e Despesas
A variação de R$ 48 milhões no total de custos e despesas no 1T18 em relação ao 1T17 ocorreu principalmente em função de um aumento na despesa com compra de energia de R$ 44 milhões, decorrente da estratégia de proteção da Companhia para eventuais impactos do GSF.
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 negativo em R$ 29 milhões no 1T18, ante R$ 48 milhões negativos no 1T17. Essa melhora 39,2% é decorrente principalmente da redução no custo da dívida, explicada pela queda do CDI no período e pela redução de perda com swap.
3.2.4. Resultado Líquido
O resultado da Light Energia, excluindo Participações, obteve um lucro líquido de R$ 85 milhões no 1T18, registrando um aumento de 53,6% em comparação ao 1T17. Incluindo-se o efeito da equivalência patrimonial de Renova, apurou-se um lucro líquido de R$ 65 milhões no 1T18 no período.
O resultado da Renova foi impactado pelo aumento de custo de compra de energia no mercado spot para honrar os contratos de venda de energia atrelado ao Complexo Alto Sertão III, cujas obras estão atrasadas.
27
4. Comercialização - Light Com
4.1. Desempenho Operacional
Neste trimestre, o volume de comercialização registrou um ligeiro aumento de 2,2% em comparação ao mesmo período do ano anterior. 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
O aumento de 7,5% na receita líquida do trimestre em comparação ao 1T17, registrado em função do aumento do volume vendido, foi mais do que compensado pela maior despesa com compra e energia no período.
28
5. Serviços - Light ESCO
5.1. Desempenho Financeiro
O desempenho do 1T18 foi em linha com o 1T17. É importante notar que, em 20 de março de 2018, foi assinado um SPA para realizar a venda da Light ESCO para a Ecogen, a qual no momento está aguardando o cumprimento de determinadas condições precedentes.
29
6. Endividamento
6.1. Light S.A.
30
O saldo da dívida bruta em março de 2018 foi de R$ 7.694 milhões, apresentando um ligeiro aumento de 1,9% em relação a dezembro de 2017. Esse aumento pode ser explicado principalmente pelas captações de recursos; compensadas pelas amortizações e pagamentos de juros ocorridos no trimestre. As captações realizadas foram: (i) captação da 14ª emissão de debêntures da Light SESA no valor de R$ 325 milhões; (ii) captação de CCB com o Banco do Brasil no valor de R$ 150 milhões na Light SESA; (iii) captação de CCB com o Santander no valor de R$ 117 milhões na Light SESA; e (iv) captação da 4ª emissão de Notas Promissórias na Light Energia no valor total de R$ 100 milhões. As operações acima fazem parte de uma estratégia maior de refinanciamento iniciada no 1º semestre de 2017 e com perspectiva de conclusão até o final de maio de 2018, cujas principais operações foram:
Julho de 2017: Captação de debêntures no montante de R$ 400 milhões na Light SESA, sendo R$ 200 milhões com prazo de 18 meses e R$ 200 milhões com prazo de 3 anos;
Novembro de 2017: Captação de debêntures de infraestrutura no valor de R$ 459 milhões na Light SESA e prazo de 5 anos;
Dezembro de 2017: Captação de Notas Promissórias no montante de R$ 400 milhões na Light SESA, com vencimento de 13 meses;
Fevereiro de 2018: Rolagem de R$ 727 milhões junto ao Citibank, sendo R$ 632 milhões na Light SESA e R$ 92 milhões na Light Energia, ambas com prazo de 3 anos;
Março de 2018: Rolagem de R$ 425 milhões na Light SESA junto ao Banco do Brasil, com prazo de 3 anos, sendo R$ 325 milhões desembolsados em março de 2018 e R$ 100 milhões em maio de 2018; Maio de 2018: Emissão de US$ 600 milhões de bonds no mercado externo, sendo US$ 400 milhões
na Light SESA e US$ 200 milhões na Light Energia, já internalizados e com hedge integral para CDI (vide detalhe em Eventos Subsequentes);
Tais operações farão com que as Disponibilidades, que terminaram março de 2018 em R$ 214 milhões, sejam reforçadas em aproximadamente mais R$ 2,1 bilhões, montante suficiente para endereçar as amortizações de 2018 e parte significativa de 2019.
Amortização dos Empréstimos e Financiamentos e Debêntures (R$ MM) Prazo Médio: 2,1 anos
O indicador de covenants Dívida Líquida/EBITDA encerrou o 1T18 em 3,21x, abaixo do limite superior de 3,75x estabelecido contratualmente. O indicador EBITDA/Juros foi de 4,07x no 1T18, acima do limite inferior de 2,0x estabelecido contratualmente.
31
Dívida Bruta e Líquida Consolidada
(R$ MM)
Indexadores da Dívida Custo da Dívida
33
6.2. Abertura do Endividamento por Distribuição e Geração
Light SESA
Amortização¹ (R$ MM) Indexadores de Dívida Prazo Médio: 2,3 anos
Light Geração
Amortização¹ (R$ MM) Indexadores da Dívida
Prazo Médio: 1 ano
34
7. Investimento Consolidado
Abertura do Investimento da Light SESA (Distribuição e Administração) (R$ MM)
O investimento consolidado da Companhia, excluindo os aportes, registrou um ligeiro aumento de 3,3% (R$ 4 milhões) no 1T18 contra o 1T17. Já os aportes foram reduzidos em 61,5% na comparação trimestral, principalmente devido à redução dos investimentos em Guanhães, pois no 1T17 houve o aporte extraordinário de recursos no projeto, em conjunto com nosso sócio CEMIG GT, para quitação de uma Nota Promissória de R$138 milhões.
35
8. Estrutura Acionária, Societária, e Mercado de Capitais
As ações da Light S.A. (LIGT3) estavam cotadas a R$ 12,79 ao final de março de 2018. O valor de mercado da Companhia encerrou o trimestre em R$ 2,8 bilhões.
36
9. Eventos Subsequentes
9.1 Alongamento do Perfil da Dívida
Em 3 de maio de 2018, a Companhia divulgou que foram internalizados os recursos captados através da oferta no mercado internacional de notes units, consistentes de senior notes emitidas pela Light SESA e pela Light Energia, com garantia fidejussória da Light (“Notes Units”). Para garantir a proteção contra impacto da variação cambial sobre principal e juros, a Companhia contratou hedge para todo o fluxo da operação, na modalidade full swap, com custo médio de 142,86% do CDI.
As Notes Units foram emitidas no mercado internacional no valor total de US$ 600 milhões, consistindo de (a) senior notes no valor de US$ 400 milhões de emissão da Light SESA e (b) senior notes no valor de US$ 200 milhões de emissão da Light Energia. As Notes Units têm vencimento em 03 de maio de 2023 e farão jus a juros remuneratórios semestrais de 7,250% ao ano. Os recursos obtidos com a emissão das Notes Units serão utilizados pela Light SESA e Light Energia (i) para o pagamento de dívidas de curto e longo prazo; (ii) para estender o vencimento de empréstimos e financiamentos; e (iii) para o reforço de sua liquidez.
Considerando a emissão dos Notes Units, segue análise pró-forma da curva de amortização da Companhia.
Light S.A.
Amortização dos Empréstimos e Financiamentos e Debêntures (R$ MM) Prazo Médio: 2,84 anos
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Light S.E.S.A.
Amortização dos Empréstimos e Financiamentos e Debêntures (R$ MM) Prazo Médio: 2,81 anos
Light Energia
Amortização dos Empréstimos e Financiamentos e Debêntures (R$ MM) Prazo Médio: 3,03 anos
9.2 Renova: Não Aceite da Oferta Vinculante
Em 4 de maio de 2018, a Renova Energia S.A., empresa na qual a Light Energia S.A., subsidiária integral da Light, participa do bloco de controle, divulgou o não aceite da proposta vinculante recebida da Companhia Energética de Minas Gerais (“Cemig”), para 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 Renova esclareceu que está trabalhando conjuntamente com seus sócios controladores em um Novo Plano de Reestruturação visando equacionar a estrutura de capital e honrar os compromissos da Companhia, sobre o qual informará o mercado o mais breve possível.
38
9.3 Renova: Encerramento das Negociações com a Brookfield
Em 10 de maio de 2018, a Renova Energia S.A., empresa na qual a Light Energia S.A., subsidiária integral da Light, participa do bloco de controle, divulgou que encerrou as negociações com a Brookfield Energia Renovável (“BER”) envolvendo a venda de ativos, uma vez que não se chegou a um acordo com relação aos termos finais da transação.
Na mesma linha já informada anteriormente, a Renova esclareceu que está trabalhando conjuntamente com seus sócios controladores em um Novo Plano de Reestruturação visando equacionar a estrutura de capital e honrar os compromissos da Companhia.
39
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.
40
ANEXO I
41
ANEXO II
42
ANEXO III
43
44
ANEXO IV
45
46
47
ANEXO V
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49
50
ANEXO VI
51
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: 5/15/2018 Fábio de Lucena (IR Manager): +55 (21) 2211-2814 Total shares: 203,934,060 shares Time: 2:30 pm Brazil // 1:30 pm 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 (3/31/2018): R$ 2.8 billion Webcast: ri.light.com.br Regiane Abreu (Sustainability Specialist): +55 (21) 2211-2732
Rio de Janeiro, May 14, 2018.
Light records net income of R$ 93 million in 1Q18, 276% more than in 1Q17, and EBITDA
of R$ 472 million, despite the challenging situation in its concession area
Operating and Financial Headlines
Consolidated net income in 1Q18 was R$
93 million, an improvement of R$ 68 million on 1Q17, primarily driven by the finance income.
Consolidated Adjusted EBITDA amounted to R$ 472 million in 1Q18, a slight
decrease of 3.8% on the same period the previous year.
Total Sales (invoiced + uninvoiced)
diminished by 4.9% on 1Q17, mainly due to the
sharp dip in temperatures, especially in February.
Total losses on grid load (12 months) in
March 2018 were 22.72% (vs. 21.92% in 4Q17).
The difference to the regulatory level, which rose to 20.62% due to the mix of the distribution company's market, remained virtually unchanged at 2.10 p.p compared with 4Q17.
DEC (12 months) was 7.96 hours in 1Q18, an improvement of 13% on 4Q17 and 18.8% less than the level agreed with ANEEL for the end of 2018 (9.80 hours). FEC (12 months) also improved, to 4.83 times in 1Q18, 8.2% less than in 4Q17 and 19.6% less than the level agreed with ANEEL for 2018 (6.01 times).
ADA in 1Q18 was R$ 152 million (vs. R$ 106 million in 1Q17), representing 3.0% of gross revenue (12 months), 0.3 pp above the ratio in December 2017 (2.7%), but in line with the Company’s expectations given the current market discipline strategy.
Net Debt to EBITDA was 3.21x at year-end 1Q18, less than the contractual covenant limit of 3.75x. The net debt at the end of 1Q18 was R$ 7,480 million.
Raising of USD 600 million from the international notes units issued by the subsidiaries Light SESA and Light
Energia, with USD 400 million by Light SESA and USD 200 million by Light Energia, yielding interest of 7.25% per annum,
with a view to: (i) payment of short- and long-term debt; (ii) extend the maturity of loans and financing and (iii) bolster liquidity. On May 3, 2018 the Company received the funds and the Company took out a hedge for the entire operation flow in the form of a full swap, incurring an average cost of 142.86% of the CDI rate.
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 the 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
4The Distribution company's EBITDA was basically impacted by the market contraction (see section 2.1.1) and increase in ADA (see section 2.2.2). Generation company was influenced by the seasonality of contracts and better GSF (see section 3.1.1).
Consolidated Adjusted EBITDA 1Q17 / 1Q18 - R$ Million
4Adjusted EBITDA is calculated from income before social contribution and income tax, equity income, other operating income/expense, net financial expense,
depreciations and amortization.
491 284 472 Adjusted EBITDA 1Q18 Provisions Manageable Expenses (PMSO) 30 Non Manageable Expenses -278 Net Revenue Adjusted EBITDA 1Q17 -55
4
1.3. Consolidated Income
The increase of R$ 68 million in net income in 1Q18 compared with 1Q17 is primarily due to the better finance income (R$ 126 million), partially offset by the increase in ADA (R$ 46 million).
Consolidated Net Income 1Q17 / 1Q18 - R$ Million 126 93 11 25 Non Operating Result -41 -3 Taxes Depreciation -6 Equity Pick-Up 1Q18 Result Adjusted EBITDA 1Q17 Result -19 Financial Result
5
2. Light SESA - Distribution
2.1. Operating Performance
2.1.1. Market
Temperature (°C) Dec 24.7 25.1 Nov 26.9 26.0 22.2 May 21.4 22.2 Aug 20.7 25.0 Oct 25.3 20.4 July 21.5 Jun 23.5 23.5 Sep 22.5 22.7 April 24.2 25.5 Mar 27.1 26.4 26.7 Feb 26.4 28.5 28.7 Jan 27.4 28.9 28.3 Historical Average 2017 2018 Average 1Q18: 26.9 °C Average 1Q17: 27.9 °C6
Total Billed Market (GWh) 1Q18
Electricity Sales (GWh) 1Q18
In 1Q18 we began including concession operators’ energy consumption in order to bring the total volume in line with that regularly reported to the National Electricity Regulatory Agency (ANEEL). For the purpose of the analysis, the comparative volume base (1Q17) was also adjusted.
Total electricity consumption in 1Q18 was 7,459 GWh, a decrease of 7.6% on 1Q17 primarily due to the following factors:
i. Lower temperatures in the period: the average recorded temperature was 26.4°C in February 2018 only, a month when consumption was most affected, 2.3°C below the historic average of 28.7°C, resulting in a sharp contraction in consumption that was partly offset in the months of January and March;
ii. Increase of 226 GWh in uninvoiced consumption between 1Q18 and 1Q17, mainly due to March/17 being much colder than the previous month and the month of March/18 being much hotter in the
RESIDENTIAL COMMERCIAL INDUSTRIAL OTHERS TOTAL
643 669 643 669 880 936 72 72 964 541 2,289 1,849 1Q18 2,501 2,908 1Q17 2,908 2,501 440 1Q18 952 7,459 -13.9% +7.8% -7.6% -5.5% -9.3% -14.0% 1Q18 5,098 1,717 1Q17 8,069 5,923 1Q17 1Q17 1Q18 1,008 1Q18 1,287 182 1,104 1,477 1Q17 1,194 230 1Q18 2,075 1,535 1Q17 -3.9%
Free Captive Concessionaires
CONCESSIONAIRES Others 12.8% Industrial 17.3% Commercial 27.8% Residential 35.5% Concessionaires 8.6%
7
second fortnight of the month, which impacts the volume of consumption not invoiced due to metering cycles for invoicing;
iii. Decrease of 43 GWh or 17% in the volume of energy recovered (REN) in the period (210 GWh in 1Q18 vs. 253 GWh in 1Q17), due to the strategy of seeking a qualitative improvement in the volume of energy recovered by the Company.
If we disregard the impact of the uninvoiced volume increase, the change in total consumption (invoiced + uninvoiced) would have been a negative 4.9%, which was what actually affected the distribution company’s net income (and not 7.6%).
Note that total consumption recorded in 1Q17 was above the historic average, amounting to an increase of 5.9% on 1Q16. The graph below shows that sales in 1Q18 dipped slightly on 1Q16, confirming the stable and defensive nature of the market in which Light’s concession area is inserted.
Total Sales Growth GWh
Free consumption continued to rise, accounting for 23.0% of total consumption in 1Q18 compared with 18.3% in 1Q17. The increase in free consumption was primarily due to the migration of captive clients from the commercial and industrial sectors. Note that the migration of captive clients to free clients does not affect the Distribution company's margin, as the energy continues to be transported by the Company.
In 1Q18 residential consumption diminished by 14.0% or 407 GWh on 1Q17. Including the item unvoiced consumption, the decrease between 1Q18 and 1Q17 diminishes by 9.9%, primarily explained by the sharp downturn in temperatures mentioned above, in addition to the decrease in the REN volume.
In the Commercial segment, consumption decreased by 9.3% or 214 GWh in relation to the same period last year. New free customers – bringing 100 GWh of added consumption in the period – were insufficient to mitigate the lowers temperatures, mainly recorded in February. Another factor that undermined energy consumption in this segment was the 1.6% decrease in retail activity in February 2018 on the same period in 2017, according to figures of IBGE.
Industrial consumption rose by 7.8% in 1Q18 on 1Q17, showing the prospects for economic recovery in Brazil. This increase was concentrated in the free market, where the number of clients rose by 37.0%. This expansion incorporated 50 GWh in added demand, primarily through customer migration from the captive market to the free market. Among existing free customers, growth in demand was especially strong in the steel industry, increasing overall volumes.
7,616 8,069 7,459 -2.1% 2017 2016 2018
8
2.1.2. Electricity Balance
Distribution Electricity Balance (GWh) 1Q18
1,4%
115 2.501
14,3% Captive Billed Industrial
Energy 182 1.149 5.098 Commercial 33,0% 7.905 1.535 Total 2.649 8.038 Losses Others 2.807 880 19,5% 1.567 6,1% 490 23,1% 1.855 2,7% 214
(*) Others = Purchases in Spot - Sales in Spot. (**) Includes other Transmission Lines
Note: At Light S.A., there are eliminations regarding intercompany power purchase/sale.
COTAS
ANGRA I & II NORTE FLU
(CCEE)
Basic netw. Losses (**) OTHERS(*) (CCEE) 133 PROINFA Residential ITAIPU (CCEE) Own load Light AUCTIONS (CCEE) Required E. (CCEE)
9
2.1.3. Power Losses
Changes in Total Losses 12 months
Change in Gap between Actual Loss and Regulatory Loss
(%) 2.10 6.91 6.06 7.44 7.45 1.86 2.11 2.03 5.55
Dec-15 Mar-16 Jun-16 Dec-16 Mar-17 Jun-17 Sep-17 Dec-17 Mar-18
6.74
Sep-16
10
Total losses in the 12 months ended Mar/18 were 8,189 GWh, or 22.72% of grid load. Losses rose by 0.8 p.p on the previous quarter, mainly due to the change uninvoiced consumption for the 12-month period ended March/18 (224 GWh).
Losses are currently 2.10 p.p. above the regulatory pass-through cap of 20.62%5 established by Aneel in the
Rate Review (RTP) effective from March 2017, adjusted by the market reference for the next 12 months ratified by ANEEL at the time of the rate adjustment (IRT) in March 2018. 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 242 GWh in 1Q18 (including 210 GWh in recovered power (REN), 23 GWh in incorporated power (IEN) and 9 GWh in load reduction), a 15% decrease from 284 GWh in 1Q17 (253 GWh in REN, 21 GWh in IEN and 10 GWh in load reduction). This reduction is part of an ongoing process pursuing greater efficiency in the loss combating strategy, in order to strike a sustainable balance between the REN volume practice and the allowance for doubtful accounts (ADA). The efficiency is also reflected in the average inspections accuracy rate in 1Q18 of 78% (vs average of 70% in 1Q17).
In approachable areas6, non-technical losses were 3,144 GWh (53.4% of Light's non-technical losses) in 1Q18
and total losses were 16.0% of grid load (vs 15% in 4Q17). This strategy has also reduced average cost per MWh addressed (last 12 months) by 6.7% to R$ 276.7/MWh in 1Q18, as it is more OPEX- than CAPEX-intensive.
In risk areas, total losses were reduced to 80.1% of grid load (vs. 80.4% in 4Q17), primarily due to the investment in installing boundary meters to improve accuracy in measuring losses in these 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.
5Calculated 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. This percentage may vary over the cycle according to the performance of the low-voltage segment and grid load.
11
Performance of Nontechnical Losses/LV Market 12 months 2Q17 5,886 2,873 (52%) 5,566 1Q17 2,892 (52%) 2,660 (48%) 2,635 (48%) 2,791 (50%) 2,775 (50%) 2,742 (47%) 2,865 (51%) 3Q17 2,786 (49%) 4Q17 3,144 (53%) 1Q18 5,552 5,508 5,651
Risk Areas Possible Areas
32,573 (90%) 32,941 (90%) 2Q17 3,870 (10%) 37,344 1Q18 33,474 (90%) 1Q17 3,849 (10%) 3,807 (10%) 3Q17 3,847 (11%) 32,662 (89%) 4Q17 3,783 (10%) 32,265 (90%) 36,790 36,380 36,509 36,048 Grid Load (GWh) 12 months Non Technical Losses (GWh)
12
Capex+Opex Losses/Recovered Energy + Energy Incorporation + Load Reduction (R$/MWh – 12 Months)
Electronic Meter Network (Thousand units) 1Q17 1Q18 276.7 296.6 -6.7% 521 657 670 134 189 225 669 229 Mar-18 Mar-17 895 Mar-16 846 Mar-15 655 898 Outside of Communities Communities
13
2.1.4. Collection
Collection Rate by Segment (12 months)
Collection Rate by Segment (Quarter)
The Overall Collection Rate (12 months) in March 2018 was 93.7%, compared with 92.4% in December 2017. This increase of 1.3 p.p is primarily explained by the normalization of the new commercial system (Projeto Único), which was implemented at the end of 2017, mainly affecting revenue collection in 4Q17, as mentioned by Company Management in the annual earnings release for 2017. Collection rates increased most significantly in the retail segments, rising by 10.8 p.p. in the quarter (80.7% in 4Q17 vs. 91.5% in 1Q18), and in the large customer segment, rising by 4.3 pp (94.7% in 4Q17 vs. 99.0% in 1Q18).
97.5% 93.7% Public Sector 92.4% Total 97.6% 88.9% 99.2% 99.2% 90.2% 92.2% Large Clients 101.0% Retail 95.1% 100.0% 97.3% 98.6% Without REN 96.6% 98.0% 92.9% 94.6% Public Sector 85.8% Total 95.0% 80.7% 94.7% 99.0% 91.5% 86.9% Large Clients 99.0% Retail 90.1% 102.7% 92.3% 98.2% Without REN 1Q18 1Q17 4Q17 90.7% 96.9%
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Note that the collection rate is impacted by the current loss combating strategy, which primarily focuses on the invoicing of unbilled retroactive consumption (REN) in the retail segment (residential and commercial), which according to the graph below began rising substantially in 2Q16. The collection rate is impacted because REN collection takes place in instalments. If the REN impact is disregarded, the total collection rate for the 12 months ended March 2018 would have been 98.6%, an increase of 1.3 p.p compared with December 2017, achieving 98.0% in the retail segment in the period (vs. 96.6% in 4Q17).
In relation to government receivables, despite the compensation agreements7 currently in place, quarterly
collection rose by 7.7 p.p. (95.0% in 4Q17 vs 102.7% in 1Q18) due to the expiry of Decree 44096 issued December 18, 2017, which postponed payments due by the Rio de Janeiro municipal government 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 a significant increase in REN related to unbilled retroactive consumption under the new loss reduction strategy, especially since 2Q17 – as seen from a comparison of the graphs below. 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. In 1Q18 the ADA/Gross Revenue ratio (12 months) rose slightly to 3.0%, which is in line with other concession operators facing similar challenges and with that expected by the company in the market discipline process.
7The 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
As the REN increase under the current loss strategy also led to increases in the ADA, judicial contingencies (client contestations) and opex of field teams, the marginal EBITDA associated with the REN volume invoiced of R$ 906 million in the last 12 months was approximately R$ 140 million, i.e. around 10% of Light SESA's adjusted EBITDA in the last 12 months. This demonstrates that the REN invoicing strategy ultimately aims for market discipline and does not have a significant impact on EBITDA.
ADA/Gross Revenue8
(Supply- 12 Months)
8 Gross Revenue from Captive Sales + TUSD.
185 383 253 278 232 330 210 139 282 185 221 178 319 187 84 905 683 172 132 906 903 866 827 667 501 1Q16 32 61 326 231 61 2Q16 107 18 3Q16 4Q16 1,146 1Q17 1,099 2Q17 1,093 3Q17 1Q18 REN 12 months (GWh)
REN 12 months (R$ Million)
4Q17
1,050
REN quarter (R$ Million)
REN quarter (GWh)
*Captive Market Gross Revenue + TUSD
Mar-18 Dec-17 2.7% Sep-17 2.8% Jun-17 3.1% Mar-17 1.8% Dec-16 1.3% Sep-16 1.5% Jun-16 1.3% Mar-16 1.1% Dec-15 1.0% Dec-14 1.3% 3.0%
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2.1.5. Quality Indicators
DEC (hours) 12 months FEC (times) 12 monthsFinancial Compensation - R$ Million (IOD / IOF / MIOD / CDIOD)
Sep-15 12.61 Dec-15 11.82 Jun-16 Mar-16 11.46 11.42 11.70 Sep-16 Dec-16 11.51 13.32 Mar-17 10.97 9.80 Jun-17 10.28 Sep-17 9.15 -18.8% Dec-17 7.96 Mar-18
Target set at the 5th amendment to the concession contract
Target set at the 5th amendment to the concession contract
Mar-16 6.30 Jun-16 6.52 6.48 Sep-16 6.41 Dec-16 6.09 Mar-17 5.54 Jun-17 5.26 Sep-17 4.83 Dec-17 6.01 Mar-18 -19.6% 6.44 Dec-15 6.60 Sep-15 6.20 10 18 -44.4% 1Q18 1Q17 DIC/FIC/DMIC/DICRI
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Quality indicators have continued on a downward trend due to operational improvements and investment throughout the year. 12-Month Effective Outage Duration (EOD) was 7.96 hours in March 2018, an improvement of 13.0% from December 2017 and less than the ANEEL-established year-end limit of 9.80 hours. 12-Month Effective Outage Frequency (EOF) was 4.83 times in March 2018, an improvement of 8.2% from December 2017 and also less than the ANEEL-established limit for 2018 of 6.01 times. This reduced the amount of compensation payable to consumers for failing to meet minimum quality indicators (EOD/EOF) by 44.4% compared with the same quarter last year.
On March 5, 2018, SRD/ANEEL Resolution 459/18 was published within the framework of the Presidential Decree dated July 28, 2017 and incorporated in PRODIST9 Module 1, Section 1.2(2,222)(i), allowing the
Company to exclude from its EOD/EOF indicators all events in which the Company is demonstrated to have been unable to take action to restore power supply due to violence. These exclusions are reflected in quality indicators from the entry into effect of the Federal Government Decree on July 28, 2017. In the case of compensation (IOD/IOF/MIOD), only compensation not already paid to consumers will be affected.
This breakthrough has been the result of recent efforts by Light to advocate for a more adequate treatment of quality indicators by ANEEL taking account of the presence of risk areas10 in our concession area.
9 A PRODIST is a document prepared by ANEEL to standardize technical procedures related to the operation and
performance of electric power distribution systems.
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2.2. Financial Performance
2.2.1. Net Revenue
11Net revenue, not including construction revenue, increased by 10.1% (R$ 228 million) in 1Q18 against 1Q17, with the following headlines:
Increase of R$ 262 million in CVA, due to the change in energy acquisition expenses and higher CDE and National Grid charges, whose rate coverage was restated in the rate adjustment on March 15, 2018. Increase of R$ 45 million in Grid Usage (TUSD) due to the migration of captive clients to the free market,
and above all strong demand in the steel sector, which propelled industrial consumption.
The increase of R$ 80 million in uninvoiced energy at the end of March 2018 compared with the same period last year.
The decrease of R$ 37 million in the CCRBT account (Rate Tier Fund), due to pass-throughs made to CCEE.
11On December 10, 2014 a fourth amendment to the Company’s distribution concession agreement was concluded providing the right and duty to add or deduct, as
applicable, any remaining balances of amounts under-collected or insufficiently compensated for through electricity rates from the indemnity at the termination of the concession, allowing the balances of these regulatory assets and liabilities to be recognized.
