Light S A : Comunicado ao Mercado - Apresentação de Resultados 2T20

Apresentação de Resultados 2T20

14 de Agosto de 2020

Menor carga fio decorrente principalmente dos efeitos da Covid-19, e também da menor temperatura e da redução das perdas

Carga fio (GWh)		Mercado faturado por segmento (GWh)

6.913

	: +4,9 %	: -16,5 %
8.762	9.195
		7.681
2T18	2T19	2T20
Mercado Faturado (GWh)

			620					5.837
			980					506
			1.269					831
										1.161
			1.967					1.403
			2.077					1.936
			2T19					2T20
		Residencial			Comercial		Industrial		Outros			Concessionárias

	: -2,2 %	: -15,6%
7.066	6.913
		5.837
2T18	2T19	2T20

Os efeitos das medidas de enfrentamento da pandemia levaram à redução dos mercados Comercial, Industrial e Outros

O impacto econômico da Covid-19 na redução do mercado é estimado em aprox. R$119 milhões

2

Redução das perdas de energia pelo segundo trimestre consecutivo

Evolução das Perdas Totais (12 Meses)

		9.532	9.706	10.102	10.050	9.945	9.499
9.336	9.397
				9.094
				9.739	9.737	9.736
				9.264
		8.827	9.153				8.825
8.392	8.529
25,56%		25,86%	25,97%	26,72%	26,76%	26,60%	26,09%	26,06%
25,51%
				25,76%	25,93%	26,04%	25,44%	25,29%
		23,95%	24,49%
22,98%	23,15%
20,62%	20,62%	20,62%	19,62%	19,62%	19,62%	19,62%
			19,20%	19,20%
jun/18	set/18	dez/18	mar/19	jun/19	set/19	dez/19	mar/20	jun/20

Perda Ex-REN

Gap Regulatório

Continuidade às ações iniciadas em ago/19

Redução da Perda total em 439 GWh no trimestre e 911GWh no semestre

Times de combate às perdas fortalecidos com equipes que estavam com atividades suspensas

Ações de combate às perdas específicas de acordo com a característica de cada regional

Perda (GWh)	REN	Patamar Regulatório		Perda Total ex-REN / Carga Fio (%)		Perda / Carga Fio (%)

Evolução das Perda Totais na Área Possível

Perdas Totais na Área Possível (GWh, 12 meses)

6.000
5.000	5.584	5.408	5.303
4.000			4.729

4.218

3.000

2.000

1.000

-

Jun-19

Set-19

Dez-19

Mar-20

Jun-20

Redução de

24,5%

em 1 ano

Perda Total / Carga fio nas Áreas Possíveis (12 meses)

17,1% 16,8% 16,6%

15,3%

14,5%

Jun-19

Set-19

Dez-19

Mar-20

Jun-20

Redução de

2,6 p.p.

em 1 ano

3

Redução das perdas de energia pelo segundo trimestre consecutivo (Cont.)

Evolução das Perdas Não-Técnicas (12 Meses)
		6.917	7.070	7.412	7.396	7.295	6.918		Perda não
6.838	6.832
					6.517
				7.048	7.084	7.085		técnica Ex-REN
				6.682
			6.517				6.351
		6.212
			55,30%	55,36%
5.895	5.965		54,37%
		52,92%
				52,68%
52,27%	52,00%	52,96%	52,92%	51,25%	51,86%	52,05%	50,25%
			49,53%
		45,18%	46,90%
42,06%
42,62%
36,06%	36,06%	36,06%	36,06%	36,06%	36,06%	36,06%	36,06%	36,06%
jun/18	set/18	dez/18	mar/19	jun/19	set/19	dez/19	mar/20	jun/20

Perda não técnica (GWh)	REN
Perda não técnica/Mercado BT %	Patamar Regulatório
Perda não técnica/Mercado BT (ex-REN)

Perdas Não-Técnicas (GWh, 12 Meses)

Perda não-técnica 12 Meses

(GWh)

7.048	7.084	7.085	6.682
					6.351
3.300	3.177	3.087	2.595	2.201
				(44%)	(39%)
(47%)	(45%)	(35%)
				3.999	4.088	4.150
3.748	3.906	(65%)
					(61%)
(53%)	(55%)	(56%)
2T19	3T19	4T19	1T20	2T20
			Áreas de Risco	Áreas Possíveis

Perdas não-técnicas nas áreas possíveis apresentou novamente o melhor índice desde que se iniciou sua verificação (2016)

Conclusão da instalação dos medidores de fronteira nas áreas de risco trouxe mais robustez aos dados

4

Aumento da IEN em linha com o principal pilar do plano de combate às perdas: foco na incorporação de energia

Evolução da REN e IEN		PECLD/ROB (12 Meses)

600
500	943	868
400				705
300					553
200						363
			106
	234	57	89
100
135	167	162221	452830
	102
0			62	42
	2T18	3T18	4T18	1T19	2T19

1200
						6,6%
800			5,0%	5,4%
400
				3,3%
1,8%	1,8%		2,3%
1,9%
0
Jun-19	Set-19	Dez-19		Mar-20		Jun-20

REN Trimestral (GWh) # TOIs (Mil) IEN Trimestral (GWh) REN 12 meses (GWh)

IEN do 2T20 4,2 vezes maior que no 2T19

Baixo número de TOIs e	=	Aumento da produtividade
aumento da energia recuperada		das equipes de campo
Primarização	Aprimoramento	Maior precisão
na identificação
de equipes	dos treinamentos
de alvos

Aumento do PECLD/ROB em razão da expectativa de não recebimento associada à maior inadimplência verificada durante a pandemia

O efeito isolado da Covid-19 na PECLD é estimado em aprox. R$93 milhões, considerando o envelhecimento do contas a receber

5

Resultado histórico na qualidade do serviço prestado, em linha com as melhores e maiores distribuidoras do país

DEC 12 meses (horas)			FEC 12 meses (vezes)
		DEC (horas)
		12 meses
								FEC (vezes)
		8,36	8,40					12 meses
7,83		8,09	8,14
	7,78
7,67	7,77									5,43
			-21,1%	4,71	4,60						-21,4%
			6,96			4,44	4,36	4,38	4,36	4,31	4,27	4,27
			6,42

Jun-18

Set-18

Dez-18

Mar-19

Jun-19

Set-19

Dez-19

Mar-20

Jun-20

Jun-18

Set-18

Dez-18Mar-19

Jun-19

Set-19

Dez-19Mar-20

Jun-20

Meta do 5º Termo Aditivo da ANEEL (dez/20)

Meta do 5º Termo Aditivo da ANEEL (dez/20)

6

EBITDA Consolidado impactado pelos efeitos da pandemia na Distribuidora, apesar da melhora operacional

Valores em R$ mm

Impacto econômico estimado ,exclusivo da pandemia, no EBITDA da Distribuidora

Impacto no EBITDA (R$ MM)	∆
Parcela B + Perdas não-técnicas	(119)
PECLD	(93)

7

Redução das provisões JEC em decorrência da menor entrada de novas demandas, que se verifica pelo quarto trimestre consecutivo

Provisões (R$ MM)	2T19	2T20	Variação
1T20/1T19
JEC	(54)	(21)	-61,9%
Cível	(32)	(38)	18,8%
Outras	(3)	(9)	254,0%
Total	(88)	(68)	-23,4%

8

Melhora da atividade de distribuição ofuscada pelos efeitos da pandemia

Valores em R$ mm

A queda do EBITDA da Distribuidora é decorrente dos impactos da pandemia, apesar da melhoria operacional da Companhia (Perdas, PMSO e Contingências)

O aumento do EBITDA da Geradora é explicado pela redução dos

custos e despesas operacionais no 2T20

9

Resultado Líquido também impactado negativamente pela pandemia

Valores em R$ mm

Resultado Líquido impactado pela pandemia, apesar do menor recolhimento de impostos e melhora da Equivalência Patrimonial

10

Impactos da pandemia ofuscaram o resultado do turnaround na

Distribuidora

Valores em R$ mm

Resultado do turnaround na Distribuidora (1S20 vs 1S19)

Impactos estimados da pandemia

+6

Resultado

+37

Impacto de

-93

+R$132

+89

-R$212

milhões

milhões

-119

Redução de Perdas

Redução de PMS

Redução de contingências

PECLD

Parcela B + Perdas não-técnicas

Os efeitos positivos do turnaround permanecerão, enquanto os impactos da pandemia são transitórios e deverão ser tratados no âmbito regulatório

11

Posição de Caixa robusta para fazer frente aos vencimentos de dívida

Amortização da Dívida Consolidada 2T20, com eventos subsequentes (R$ mm)

Curva de Amortização Light S.A. Consolidado PRO FORMA

Divida Líquida (R$ mm) e Dívida Líquida/EBITDA (x)

3.500

3.000

Eventos Subsequentes2.500

Conta COVID2.000 R$1.010 MM

• 1.500

19ª Debêntures

R$500 MM1.000

500

0

				3.003
2.505		2.331
						Vencimento
			1.932
						19ª Debêntures
1.510
						1.007
					756
995	357
						132
Caixa	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026

18.000	3,75	3,75	3,75		3,75	3,75	4,00
16.000	3,69										3,50
14.000												3,00
										3,06	3,07
12.000				3,00	2,98
						2,50
	9.140
10.000		8.593		8.428		8.255
	7.989			7.694	2,00
8.000			6.750		6.721
			6.541		6.699
					1,50
6.000
4.000												1,00
2.000												0,50
-												-
	2T19	3T19		4T19		1T20	2T20
			Dívida Bruta		Dívida Líquida			Dívida Líq / EBITDA	Limite Contratual (covenants)

Custo da dívida

AçõesIndexadoresde liabilityda dívidamanagement

9,34%8,84%

5,78%5,78%

8,79%	8,31%
	7,12%
	4,88%
4,30%	4,14%

2T19	3T19	4T19	1T20	2T20
			Custo Real			Custo Nominal

*Equivalente ao somatório do custo fixo, Libor e variação do dólar

12

Aviso Importante

Esta apresentação pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros de acordo com a regulamentação de valores mobiliários brasileira e internacional. Essas declarações estão baseadas em certas suposições e análises feitas pela Companhia de acordo com a sua experiência e o ambiente econômico e nas condições de mercado e nos eventos futuros esperados, muitos dos quais estão fora do controle da Companhia. Fatores importantes que podem levar a diferenças significativas entre os resultados reais e as declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros incluem a estratégia de negócios da Companhia, as condições econômicas brasileira e internacional, tecnologia, estratégia financeira, desenvolvimentos da indústria de serviços públicos, condições hidrológicas, condições do mercado financeiro, incerteza a respeito dos resultados de suas operações futuras, planos, objetivos, expectativas e intenções, entre outros. Em razão desses fatores, os resultados reais da Companhia podem diferir significativamente daqueles indicados ou implícitos nas declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros.

As informações e opiniões aqui contidas não devem ser entendidas como recomendação a potenciais investidores e nenhuma decisão de investimento deve se basear na veracidade, atualidade ou completude dessas informações ou opiniões. Nenhum dos assessores da Companhia ou partes a eles relacionadas ou seus representantes terá qualquer responsabilidade por quaisquer perdas que possam decorrer da utilização ou do conteúdo desta apresentação.

Este material inclui declarações sobre eventos futuros sujeitas a riscos e incertezas, as quais baseiam-se nas atuais expectativas e projeções sobre eventos futuros e tendências que podem afetar os negócios da Companhia. Essas declarações incluem projeções de crescimento econômico e demanda e fornecimento de energia, além de informações sobre posição competitiva, ambiente regulatório, potenciais oportunidades de crescimento e outros assuntos. Inúmeros fatores podem afetar adversamente as estimativas e suposições nas quais essas declarações se baseiam.

13

Earnings Results Presentation 2Q20

August 14, 2020

Grid load decrease due to the effects of Covid-19, as well as lower temperature and reduction of losses

Grid Load (GWh)		Billed Market by segment (GWh)

6,913

	Δ: +4.9 %	Δ: -16.5 %
8,762	9,195
		7,681
2Q18	2Q19	2Q20
Billed Market (GWh)

	Δ: -2.2 %	Δ: -15.6%
7,066	6,913
		5,837
2Q18	2Q19	2Q20

			620						5,837
			980						506
			1,269						831
								1,161
			1,967						1,403
			2,077						1,936
			2Q19						2Q20
		Residencial			Comercial		Industrial		Outros			Concessionárias

The effects of measures to combat the pandemic led to a reduction in the Commercial, Industrial and Other markets

The economic impact of Covid-19 in the market reduction is estimated at approx. R$119 mm

2

Reduction of energy losses for the second consecutive quarter

Total Losses Evolution (12 months)

		9,532	9,706	10,102	10,050	9,945
9,336	9,397		9,499
				9,094	Loss Ex-REN
		9,739	9,737	9,736
			9,153	9,264
		8,827				8,825
8,392	8,529
		26,72%	26,76%	26,60%		26,06%
	25,51%	25,86%	25,97%	26,09%
25,56%
			24,49%	25,76%	25,93%	26,04%	25,44%	25,29%	Regulatory
		23,95%
							Gap
22,98%	23,15%
20,62%	20,62%	20,62%	19,62%	19,62%	19,62%	19,62%
			19,20%	19,20%
Jun-18	Sep-18	Dec-18	Mar-19	Jun-19	Sep-19	Dec-19	Mar-20	Jun-20
	Loss (GWh)	REN	Loss/Grid Load (%)	Regulatory Target	Loss ex-REN/Grid Load (%)

Continuity of actions initiated in Aug' 19

Reduction of Total Losses by 439 GWh in 2Q20 and 911GWh in 1H20

Loss combat teams strengthened with teams that were with suspended activities

Specific actions to combat losses, according to the characteristics of each regional

Total Losses Evolution - Possible Areas

Total Losses in Possible Areas (GWh, 12 months)

6,000
5,000	5,584	5,408	5,303
			4,729
4,000							4,218
3,000
2,000
1,000
-
Jun-19	Sep-19			Dec-19		Mar-20	Jun-20

Reduction of

24.5%

in 1 year

Total Losses / Grid Load - Possible Areas (12 months)

17.1% 16.8% 16.6%

15.3% 14.5%

Jun-19

Sep-19

Dec-19

Mar-20

Jun-20

Reduction of

2.6 p.p.

in 1 year

3

Reduction of energy losses for the second consecutive quarter (Cont'd)

Non-technical Losses Evolution (12 months)		Non-technical Losses (GWh, 12 months)

			7,070	7,412	7,396	7,295
		6,917
6,838	6,832			6,918
					6,517
				7,048	7,084	7,085
				6,682
		6,212	6,517		55.36%		6,351
			54.37%	52.92%
5,895	5,965
	55.30%	52.68%
52.27%	52.00%	52.96%	52.92%		51.86%	52.05%	50.25%	49.53%
			46.90%	51.25%
42.06%	42.62%	45.18%
36.06%	36.06%	36.06%	36.06%	36.06%	36.06%	36.06%	36.06%	36.06%
Jun-18	Sep-18	Dec-18	Mar-19	Jun-19	Sep-19	Dec-19	Mar-20	Jun-20

REN		Non-Techinical Loss (GWh)
Non-Techinical Loss/Low Voltage Market %		Regulatory Target
Non-Techinical Loss/Low Voltage Market ex-REN ( %)

Non-Techinical Loss Ex-REN

7,048	7,084		7,085	6,682
						6,351
2,923	3,177		3,087	2,595	2,201
	(45%)
(45%)	(47%)		(44%)	(39%)
3,748	3,906		3,999	4,088	4,150
	(61%)
(55%)	(56%)
(55%)	(53%)
2Q19	3Q19		4Q19	1Q20	2Q20
			Risk Areas			Possible Areas

Non-technical loss in the possible areas presented the best figure since verification started (2016)

Installation of border metering in risk areas brought more robust data

4

IEN increase in line with the main pillar of the loss combat plan: focus on energy incorporation

Recovery Energy - REN and Incorporated Energy - IEN (GWh)				Bad Debt Provision / Gross Revenue (12 months)
600										New Commercial Strategy		1200
943
500	868																		6,6%
400				705	553							800					5,0%			5,4%
300					363
200									400
234	57	89	106																3.3%
100
167	16 22 21	45		30												2.3%
13562	28				1.8%	1.8%	1.9%
	102	42
0												0
2T18	3T18	4T18	1T19	2T19
					Jun-19	Sep-19	Dec-19	Mar-20		Jun-20

REN Trimestral (GWh) # TOIs (Mil) IEN Trimestral (GWh) REN 12 meses (GWh)

2Q20 IEN 4.2 times higher YoY

Low number of TOIs and	=	Increased productivity of
increased energy recovered		field teams
Insourcing	Improvement of	Greater accuracy
in target
teams	training
	identification

Increase in Bad debt/Gross revenue due to the expectation of non-collection of future bills associated with higher increase in delinquency during the pandemic

The isolated effect of Covid-19 on Bad debt is estimated at approx. R$93 mm, considering the aging of accounts receivable

5

Historic result in quality service, in line with the top and largest DisCos in the country

	DEC 12 months (hours)									FEC 12 months (times)
					DEC (hours)
					12 months												FEC (times)
					8.36	8.40											12 months
				8.09			8.14										5.43
	7.83
	7.67	7.78				7.77														-21.4%
												4.71	4.60	4.44
								6.96	-21.1%	4.36	4.38	4.36	4.31	4.27	4.27
									6.42
	Jun-18	Sep-18	Dec-18	Mar-19	Jun-19	Sep-19	Dec-19	Mar-20	Jun-20
		Jun-18	Sep-18	Dec-18	Mar-19	Jun-19	Sep-19	Dec-19	Mar-20	Jun-20
		Target set at the 5th amendment to the concession contract (dec/20)							Target set at the 5th amendment to the concession contract (dec/20)

6

Consolidated EBITDA impacted by the effects of the pandemic on the Distribution business, despite the operational improvement

Amounts in R$ mn

450
400
350
300
			20
250		-276
		-132
200	385		147
150
100									145
50
0
Adjusted EBITDA 1Q19	Net Revenue	Non Manageable Expenses Manageable Expenses	Provisions	Adjusted EBITDA 1Q20
			(PMSO)

Estimated economic impact, exclusive of the pandemic, on Disco's EBITDA

Impact on EBITDA (R$ MN)	∆
Parcel B + Non-technical losses	(119)
PECLD	(93)

7

Reduction in JEC provisions due to lower new litigation for the third quarter in a row

Provisions (R$ MN)	2Q20	2Q19	% Change
2Q20/2Q19
JEC	(21)	(54)	-61.9%
Civil	(38)	(32)	18.8%
Others	(9)	(3)	254.0%
Total	(68)	(88)	-23.4%

Number of JEC processes ('000)

25.0	24.2		22.4
21.9	20.0 20.7	21.3
18.9	16.3	19.4
	13.3
		12.7 11.6
			7.8
			4.8

2Q19		3Q19		4Q19		1Q20	2Q20
		# new lawsuits		# closed lawsuits		# stock of lawsuits

8

Improvement in the Distribution business hurt by the effects of the pandemic

Amounts in R$ mn

		-230
385
					+5
												-1
								-14		145
Adjusted EBITDA 2Q19	EBITDA Light SESA	EBITDA Light Energia	EBITDA LightCom	Others	Adjusted EBITDA 2Q20

The reduction in the DisCo's EBITDA is due to the impacts of the pandemic, despite the Company's operating improvement (decrease in losses, OPEX and legal contingencies)

The increase in the GenCo's EBITDA is explained by the reduction in

operating costs and expenses in 2Q20

9

Net Result also negatively impacted by the pandemic

Amounts in R$ mn

11

-240

-45

87

1

96

1

2Q19 Result

Adjusted EBITDA

Financial Result

Taxes

Depreciation

Equity Income

2Q20 Result

Net Result impacted by the pandemic, despite the lower tax collection

and improved Equity Income

10

Impacts of the pandemic overshadowed the DisCo's turnaround result

Amounts in R$ mn
DisCo's turnaround result (1H20 vs 1H19)	Estimated impacts of the pandemic

			+6
Result		+37
						-93
+R$132
+89
million
										-119

Reduction of losses

PMS Reduction

Contingencies Reduction

PECLD

Parcel B + Non-technical losses

The positive effects of turnaround will remain, while the impacts of the pandemic are transient and should be addressed at the regulatory level.

Impact of

-R$212

million

11

Robust cash position to face future debt maturities

2Q20 Consolidated debt amortization, with subsequent events (R$ mn)

								Maturity:
								3.1 years
3500,0						3,003
Subsequent			2,331					Maturity of the
Events
		1,932				19th issuance
COVID Account							of Debentures
1,510
R$1,010 MN
+								1,007
19th issuance of						756
995
Debentures	357
R$500 MN							132
,0
	Cash	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026

Debt costs

Net debt (R$ mn) & Net Debt/EBITDA (x)

18000,0	3.75	3.75	3.75		3.75	3.75	4,000
16000,0	3.69							3,5000
14000,0
								3.07	3,000
								3.06
12000,0				3.00	2.98
						2,5000
	9,140
10000,0	8,593	8,428			8,255	7,694	2,000
	7,989
8000,0	6,541	6,750	6,721
			6,699
				1,5000
6000,0
4000,0										1,000
2000,0										,5000
-										-
	2Q19	3Q19	4Q19	1Q20	2Q20
			Gross Debt					Net Debt
			Net Debt/EBITDA				Contractual Cap for Net Debt/EBITDA

Debt Indexes

TJLP Others*

1% 1%

9.34%8.84%

5.78%5.78%

8.79%	8.31%
	7.12%
	4.88%
4.30%	4.14%

IPCA

31%

CDI

67%

2Q19	3Q19	4Q19	1Q20	2Q20
			Actual Cost		Nominal Cost

* Equivalent to the sum of fixed cost, Libor and the U.S. dollar exchange rate variation

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Important Notice

This presentation may include declarations that represent forward-looking statements according to Brazilian regulations and international movable values. These declarations are based on certain assumptions and analyses made by the Company in accordance with its experience. the economic environment. market conditions and future events expected. many of which are out of the Company's control. Important factors that can lead to significant differences between the real results and the future declarations of expectations on events or business-oriented results include the Company's strategy. the Brazilian and international economic conditions. technology. financial strategy. developments of the public service industry. hydrological conditions. conditions of the financial market. uncertainty regarding the results of its future operations. plain. goals. expectations and intentions. among others. Because of these factors. the Company's actual results may significantly differ from those indicated or implicit in the declarations of expectations on events or future results.

The information and opinions herein do not have to be understood as recommendation to potential investors. and no investment decision must be based on the veracity. the updated or completeness of this information or opinions. None of the Company's assessors or parts related to them or its representatives will have any responsibility for any losses that can elapse from the use or the contents of this presentation.

This material includes declarations on future events submitted to risks and uncertainties. which are based on current expectations and projections on future events and trends that can affect the Company's businesses. These declarations include projections of economic growth and demand and supply of energy. in addition to information on competitive position. regulatory environment. potential growth opportunities and other subjects. Various factors can adversely affect the estimates and assumptions on which these declarations are based on.

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