Annual / Quarterly Financial Statement • Feb 15, 2018
Annual / Quarterly Financial Statement
Open in ViewerOpens in native device viewer
Situatii Financiare Separate Preliminare la data si pentru exercitiul financiar incheiat la 31 decembrie 2017
Intocmite in conformitate cu Ordinul Ministrului Finantelor Publice nr. 2844/2016 pentru aprobarea Reglementarilor contabile conforme cu Standardele Internationale de Raportare Financiara
| 31 decembrie 2017 | 31 decembrie 2016 | |
|---|---|---|
| Active | ||
| Active imobilizate | ||
| Imobilizari corporale | 3.044.365.315 | 3.189.591.544 |
| Imobilizari necorporale | 15.563.225 | 14.457.314 |
| Imobilizari financiare | 78.038.750 | 78.038.750 |
| Creante pe termen lung | 0 | 9.774.959 |
| Total active imobilizate | 3.137.967.290 | 3.291.862.567 |
| Active circulante | ||
| Stocuri | 33.001.287 | 30.409.648 |
| Creante comerciale si alte creante | 812.074.867 | 851.971.683 |
| Alte active financiare | 0 | 135.090.000 |
| Numerar si echivalente de numerar | 520.746.500 | 933.661.193 |
| Total active circulante | 1.365.822.654 | 1.951.132.524 |
| Total active | 4.503.789.944 | 5.242.995.091 |
| Capitaluri proprii si datorii | ||
| Capitaluri proprii | ||
| Capital social, din care: | 733.031.420 | 733.031.420 |
| - Capital social subscris | 733.031.420 | 733.031.420 |
| Prima de emisiune | 49.842.552 | 49.842.552 |
| Rezerve legale | 118.876.690 | 116.360.295 |
| Rezerve din reevaluare | 499.921.434 | 549.088.226 |
| Alte rezerve | 56.953.503 | 56.953.728 |
| Rezultat reportat | 1.241.427.183 | 1.602.438.193 |
| Total capitaluri proprii | 2.700.052.782 | 3.107.714.414 |
| Datorii pe termen lung | ||
| Venituri in avans pe termen lung | 410.640.263 | 429.858.527 |
| Imprumuturi | 195.185.934 | 501.929.998 |
| Datorii privind impozitele amanate | 26.049.308 | 30.195.003 |
| Obligatii privind beneficiile angajatilor | 43.304.975 | 43.304.975 |
| Total datorii pe termen lung | 675.180.480 | 1.005.288.503 |
| 31 decembrie 2017 | 31 decembrie 2016 | |
|---|---|---|
| Datorii curente | ||
| Datorii comerciale si alte datorii | 699.674.923 | 873.948.200 |
| Alte impozite si obligatii pentru asigurari sociale | 8.631.234 | 8.611.209 |
| Imprumuturi | 317.063.988 | 138.204.932 |
| Provizioane | 62.305.473 | 53.801.778 |
| Venituri in avans pe termen scurt | 40.881.064 | 38.125.074 |
| Impozit pe profit de plata | 0 | 17.300.981 |
| Total datorii curente | 1.128.556.682 | 1.129.992.174 |
| Total datorii | 1.803.737.162 | 2.135.280.677 |
| Total capitaluri proprii si datorii | 4.503.789.944 | 5.242.995.091 |
| Georgeta - Corina | Andreea Georgiana | Mircea - Toma | Dan - Valeriu | Florin - Cristian |
|---|---|---|---|---|
| POPESCU | FLOREA | MODRAN | ARDELEAN | TATARU |
| Presedinte | Membru | Membru | Membru | Membru |
| Cristina STOIAN | |
|---|---|
| Director Directia Economica si Strategie | |
| Financiara |
Veronica CRISU Manager Dept. Contabil
| 2017 | 2016 | |
|---|---|---|
| Venituri | ||
| Venituri din serviciul de transport | 1.054.627.216 | 1.146.256.800 |
| Venituri din servicii de sistem | 650.745.395 | 716.339.587 |
| Venituri privind piata de echilibrare | 1.304.670.675 | 814.079.670 |
| Alte venituri | 50.293.749 | 45.827.232 |
| Total venituri | 3.060.337.035 | 2.722.503.289 |
| Cheltuieli din exploatare | ||
| Cheltuieli pentru operarea sistemului | (257.909.994) | (230.756.782) |
| Cheltuieli privind piata de echilibrare | (1.304.670.675) | (814.079.670) |
| Cheltuieli privind serviciile de sistem tehnologice | (661.323.176) | (561.027.373) |
| Amortizare | (311.853.273) | (323.363.219) |
| Cheltuieli cu personalul | (184.814.092) | (211.867.366) |
| Reparatii si mentenanta | (84.729.131) | (88.394.391) |
| Cheltuieli cu materiale si consumabile | (8.248.952) | (7.675.889) |
| Alte cheltuieli din exploatare | (179.476.054) | (133.720.367) |
| Total cheltuieli din exploatare | (2.993.025.347) | (2.370.885.057) |
| Profit din exploatare | 67.311.688 | 351.618.232 |
| Venituri financiare | 19.099.002 | 29.960.030 |
| Cheltuieli financiare | (40.219.198) | (46.988.308) |
| Rezultat financiar net | (21.120.196) | (17.028.278) |
| Profit inainte de impozitul pe profit | 46.191.492 | 334.589.954 |
| Impozit pe profit | (19.751.259) | (62.228.411) |
| Profitul exercitiului | 26.440.233 | 272.361.543 |
| Rezultatul de baza si diluat pe actiune (lei/actiune) | 0,3606 | 3,7155 |
Georgeta - Corina POPESCU Andreea Georgiana FLOREA Mircea - Toma MODRAN Dan - Valeriu ARDELEAN Florin - Cristian TATARU Presedinte Membru Membru Membru Membru
Cristina STOIAN Director Directia Economica si Strategie Financiara
Veronica CRISU Manager Dept. Contabil
(Toate sumele sunt exprimate in LEI, daca nu este indicat altfel)
| 2017 | 2016 | |
|---|---|---|
| Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare | ||
| Profitul perioadei | 26.440.233 | 272.361.543 |
| Ajustari pentru: | ||
| Cheltuiala cu impozitul pe profit | 19.751.259 | 62.228.411 |
| Cheltuieli cu amortizarea | 311.853.273 | 323.363.219 |
| Cheltuieli nete cu ajustarile pentru deprecierea debitorilor diversi | 31.004.054 | 6.230.412 |
| Cheltuieli cu ajustarile pentru deprecierea creantelor comerciale | 43.369.844 | 25.331.886 |
| Reversarea ajustarilor pentru deprecierea creantelor comerciale | (11.002.019) | (10.146.937) |
| Pierdere din vanzarea de imobilizari corporale, net | 838.153 | 272.673 |
| Cheltuieli nete cu ajustarile de valoare privind imobilizarile corporale | 1.663.348 | 4.736.607 |
| Cheltuieli nete privind provizioanele pentru riscuri si cheltuieli | 8.182.156 | 22.821.573 |
| Cheltuieli financiare privind ajustarile pentru pierderea de valoare a imobilizarilor | - | 493.000 |
| Cheltuieli cu dobanzile, veniturile din dobanzi si venituri nerealizate din diferente | 21.124.407 | 16.967.314 |
| de curs valutar | ||
| Fluxuri de trezorerie inainte de modificarile capitalului circulant | 453.224.708 | 724.659.701 |
| Modificari in: | ||
| Clienti si conturi asimilate - energie si alte activitati | 5.922.719 | (38.582.866) |
| Clienti - echilibrare | (30.511.221) | (100.325.112) |
| Clienti - cogenerare | 12.405.375 | (20.438.116) |
| Executare - ANAF | (99.890.556) | - |
| Stocuri | (2.591.639) | 3.919.306 |
| Datorii comerciale si alte datorii - energie si alte activitati | (154.856.447) | (67.341.791) |
| Datorii - echilibrare | (81.794.329) | 122.122.565 |
| Datorii - cogenerare | 41.162.173 | 6.642.675 |
| Alte impozite si obligatii pentru asigurari sociale | 20.025 | 1.847.846 |
| Venituri in avans | (16.462.274) | (26.887.004) |
| Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare | 126.628.534 | 605.617.204 |
| Dobanzi platite | (22.246.255) | (25.002.612) |
| Impozit pe profit platit | (8.064.579) | (65.766.950) |
| Numerar net generat din activitatea de exploatare | 96.317.701 | 514.847.642 |
| Fluxuri de trezorerie utilizate in activitatea de investitii | ||
| Achizitii de imobilizari corporale si necorporale | (182.808.853) | (171.758.870) |
| Incasare din avansuri platite in exercitiul financiar anterior si neutilizate | - | 29.581.392 |
| Incasari din vanzarea de imobilizari corporale | 25.909 | 37.001 |
| Dobanzi incasate | 5.991.201 | 5.297.687 |
| Dividende incasate | 2.180.584 | 3.038.332 |
| Alte active financiare | 135.090.000 | (65.005.000) |
| Numerar net utilizat in activitatea de investitii | (39.521.159) | (198.809.458) |
| Fluxuri de trezorerie utilizate in activitatea de finantare | ||
| Rambursari ale imprumuturilor pe termen lung | (134.371.923) | (162.486.218) |
| Dividende speciale platite cf. OG 29/2017 | (169.798.704) | - |
| Dividende platite | (165.540.607) | (194.342.031) |
| Numerar net utilizat in activitatea de finantare | (469.711.234) | (356.828.249) |
| Diminuarea neta a numerarului si echivalentelor de numerar | (412.914.693) | (40.790.065) |
| Numerar si echivalente de numerar la 1 ianuarie | 933.661.193 | 974.451.258 |
| Numerar si echivalente de numerar la sfarsitul perioadei | 520.746.500 | 933.661.193 |
| Georgeta - Corina | Andreea Georgiana | Mircea - Toma | Dan - Valeriu | Florin - Cristian |
|---|---|---|---|---|
| POPESCU | FLOREA | MODRAN | ARDELEAN | TATARU |
| Presedinte | Membru | Membru | Membru | Membru |
Cristina STOIAN Director Directia Economica si Strategie Financiara Veronica CRISU Manager Dept. Contabil
ianuarie – decembrie
2017
| Data raportului: | 15 februarie 2018 |
|---|---|
| Denumirea societății comerciale: | CNTEE TRANSELECTRICA SA, societate administrată în sistem dualist |
| Sediul social: | Bucureşti, Blvd. Gen. Gheorghe Magheru nr. 33, sector 1, cod poștal 010325 |
| Punct de lucru: | Bucureşti, Str. Olteni nr. 2 - 4, sector 3, cod poștal 030786 |
| Număr de telefon / fax: | 021 303 5611/ 021 303 5610 |
| Cod unic la ORC: | 13328043 |
| Număr de ordine în RC: | J40/ 8060/ 2000 |
| Cod LEI (Legal Entity Identifier) | 254900OLXOUQC90M036 |
| Data înființării Companiei: | 31.07.2000/ OUG 627 |
| Capital social: | 733.031.420 lei, subscris și vărsat |
| Piața reglementată pe care se tranzacţionează valorile mobiliare emise: |
Bursa de Valori Bucureşti, categoria Premium |
| Principalele caracteristici ale valorilor mobiliare emise: |
73.303.142 acţiuni cu o valoare nominală de 10 lei/ acţiune acţiuni în formă dematerializată, nominative, ordinare, indivizibile, liber tranzacţionabile de la 29.08.2006 sub simbolul TEL |
| 20.000 obligațiuni cu o valoare nominală de 10.000 lei/obligațiune, obligațiuni nominative, dematerializate și negarantate, tranzacționate la BVB sectorul Titluri de Credit – Categoria 3 Obligațiuni corporative sub simbol TEL 18 în categoria; data maturității 19.12.2018 |
|
| Valoarea de piațã: | 1.799.592.136 lei (24,55 lei/acţiune la 31.12.2017) |
| Standardul contabil aplicat: | Standardele internaţionale de raportare financiară |
| Auditarea: | Situaţiile financiare anuale preliminare ȋntocmite la data de 31.12.2017 nu sunt auditate |
După cunoştinţele noastre, datele financiare preliminare pentru perioada de 12 luni încheiată la 31 decembrie 2017, au fost întocmite în conformitate cu standardele contabile aplicabile (Standardele Internaţionale de Raportare Financiară aşa cum sunt aprobate de către Uniunea Europeană) și oferă o imagine corectă și conformă cu realitatea a activelor, obligaţiilor, poziţiei financiare, contului de profit și pierdere ale CNTEE Transelectrica SA.
Prezentul raport cuprinde informaţii corecte și complete cu privire la situația economico-financiară și activitatea CNTEE Transelectrica SA.
Directorat,
| Georgeta-Corina | Andreea Georgiana | Dan-Valeriu | Mircea-Toma | Florin-Cristian |
|---|---|---|---|---|
| POPESCU | FLOREA | ARDELEAN | MODRAN | TĂTARU |
| Președinte al Directoratului |
Membru Directorat | Membru Directorat | Membru Directorat | Membru Directorat |
| FINANCIAR | OPERAȚIONAL | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 3.060 mil lei |
▲12,4% y/y |
Venituri | 2,18* % |
▼0,14pp y/y |
CPT |
| 379 mil lei |
▼43,8% y/y |
EBITDA | 44,34 TWh |
▲1,52% y/y |
Energie transportată*** |
| 26 mil lei |
▼90,3% y/y |
Profit net | CPT | Consum Propriu Tehnologic | * Ponderea consumului propriu tehnologic în energia electrică preluată de rețeaua electrică de transport (energia transportată) |
| 54,75 TWh |
▲2,3% y/y |
Energie tarifată** | ** Cantitatea tarifată este definită prin cantitatea de energie electrică extrasă din rețelele electrice de interes public (rețeaua de |
| % | ▼0,14pp y/y |
CPT | |||
|---|---|---|---|---|---|
| TWh | ▲1,52% y/y |
Energie transportată*** |
electrică extrasă din rețelele electrice de interes public (rețeaua de transport și rețelele de distribuție), mai puțin exporturile de energie electrică
*** Cantitatea transportată este definită prin cantitatea de energie vehiculată fizic în rețeaua de transport
| INVESTIȚII | ||
|---|---|---|
| Achiziții de | ||
| 182,81 | ▲6,4% | imobilizări |
| mil lei | y/y | corporale şi |
| necorporale**** | ||
| 202,15 mil lei |
▲116,7% y/y |
Mijloace fixe înregistrate în evidența contabilă (PIF) |
**** Suma corespunzătoare 12L 2016 nu include avansul neutilizat aferent tronsonului de linie nouă Porţile de Fier – (Anina) – Reşiţa
Notă: Pentru ușurința citirii și înțelegerii rezultatelor, anumite cifre prezentate în grafice și/ sau tabele utilizează mil. lei ca unitate de măsură și sunt rotunjite la această unitate. Această convenție de prezentare poate determina, în anumite cazuri, diferențe minore între cifrele totalizatoare și totalurile obținute prin însumarea elementelor componente.
Sinteza rezultatelor financiare la 31 decembrie 2017 este prezentată în tabelele de mai jos. Rezultatele financiare nu sunt auditate, iar varianta extinsă a acestora pentru aceeași perioadă este prezentată în Anexe la prezentul Raport.
| Contul separat de profit și pierdere | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| [mil RON] | 2017 | 2016 | Δ | Δ (%) | |
| Volum tarifat de energie- TWh | 54,75 | 53,52 | 1,2 | 2% | |
| ACTIVITĂȚI CU PROFIT PERMIS | |||||
| Venituri operaționale | 1.173 | 1.260 | (86) | (7)% | |
| Transport | 1.055 | 1.146 | (92) | (8)% | |
| Servicii de sistem funcționale | 68 | 68 | 1 | 1% | |
| Alte venituri | 50 | 46 | 4 | 10% | |
| Costuri operaționale | 715 | 672 | 43 | 6% | |
| Costuri de operare a sistemului | 207 | 186 | 21 | 11% | |
| Mententanță și reparații | 115 | 120 | (5) | (4)% | |
| Salarii și alte retribuții | 187 | 188 | 0 | 0% | |
| Alte costuri | 206 | 179 | 26 | 15% | |
| EBITDA | 458 | 587 | (129) | (22)% | |
| Amortizare | 312 | 323 | (12) | (4)% | |
| EBIT | 146 | 264 | (118) | (45)% | |
| ACTIVITĂȚI ZERO PROFIT | |||||
| Venituri operationale | 1.887 | 1.463 | 424 | 29% | |
| Servicii de sistem tehnologic | 582 | 649 | (66) | (10)% | |
| Piața de echilibrare | 1.305 | 814 | 491 | 60% | |
| Costuri operaționale | 1.966 | 1.375 | 591 | 43% | |
| Servicii de sistem tehnologice | 661 | 561 | 100 | 18% | |
| Piața de echilibrare | 1.305 | 814 | 491 | 60% | |
| EBIT | (79) | 88 | (167) | (190)% | |
| TOATE ACTIVITĂȚILE (CU PROFIT PERMIS ȘI ZERO PROFIT) |
|||||
| Venituri operaționale | 3.060 | 2.723 | 338 | 12% | |
| Costuri operaționale | 2.681 | 2.048 | 634 | 31% | |
| EBITDA | 379 | 675 | (296) | (44)% | |
| Amortizare | 312 | 323 | (12) | (4)% | |
| EBIT | 67 | 352 | (284) | (81)% | |
| Rezultat financiar | (21) | (17) | (4) | 24% | |
| EBT | 46 | 335 | (288) | (86)% | |
| Impozit pe profit | 20 | 62 | (42) | (68)% | |
| Profit net | 26 | 272 | (246) | (90)% |
| Situația separată a poziției financiare |
||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| [mil RON] | 31 decembrie 2017 | 31 decembrie 2016 | Δ | Δ (%) | ||
| Active imobilizate | ||||||
| Imobilizări corporale | 3.044 | 3.190 | (145) | (5)% | ||
| Imobilizări necorporale | 16 | 14 | 1 | 8% | ||
| Imobilizări financiare | 78 | 78 | 0 | 0% | ||
| Creanțe pe termen lung | 0 | 10 | (10) | n/a | ||
| Total active imobilizate | 3.138 | 3.292 | (154) | (5)% | ||
| Active circulante | ||||||
| Stocuri | 33 | 30 | 3 | 9% | ||
| Creanțe | 812 | 852 | 40 | (5)% | ||
| Alte active financiare | 0 | 135 | (135) | n/a | ||
| Numerar și echivalente | 521 | 934 | (413) | (44)% | ||
| Total active circulante | 1.366 | 1.951 | (585) | (30)% | ||
| TOTAL ACTIVE | 4.504 | 5.243 | (739) | (14)% | ||
| Capitaluri proprii | 2.700 | 3.108 | (408) | (13)% | ||
| Datorii pe termen lung | ||||||
| Împrumuturi | 195 | 502 | (307) | (61)% | ||
| Alte datorii | 480 | 503 | (23) | (5)% | ||
| Total datorii pe termen lung | 675 | 1.005 | (330) | (33)% | ||
| Datorii curente | ||||||
| Împrumuturi | 317 | 138 | 179 | 129% | ||
| Alte datorii | 811 | 992 | (180) | (18)% | ||
| Total datorii curente | 1.129 | 1.130 | (1) | 0% | ||
| Total datorii | 1.804 | 2.135 | (332) | (16)% | ||
| Capitaluri proprii și datorii | 4.504 | 5.243 | (739) | (14)% |
| Situaţia separată a fluxurilor de trezorerie |
||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| [mil RON] | 2017 | 2016 | Δ | Δ (%) | ||
| Fluxuri de trezorerie înainte de modificările capitalului circulant | 453 | 725 | (271) | (37)% | ||
| Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare | 127 | 606 | (479) | (79)% | ||
| Numerar net din activitatea de exploatare | 96 | 515 | (419) | (81)% | ||
| Numerar net din activitatea de investiții | (40) | (199) | 159 | (80)% | ||
| Numerar net utilizat în activitatea de finanțare | (470) | (357) | (113) | 32% | ||
| Diminuarea netă a numerarului și echivalentelor de numerar | (413) | (41) | (372) | 912% | ||
| Numerar și echivalente de numerar la 1 ianuarie | 934 | 974 | (41) | (4)% | ||
| Numerar și echivalente de numerar la sfârșitul perioadei | 521 | 934 | (413) | (44)% |
În anul 2017, cantitatea totală de energie electrică tarifată pentru serviciile prestate pe piaţa de energie electrică (54,57 TWh) a înregistrat o creștere de 2,30% comparativ cu anul 2016 (diferența între cele două perioade fiind de +1,2 TWh).
Această tendință s-a manifestat în fiecare dintre lunile analizate ale anului 2017, cu preponderență în lunile ianuarie și februarie când, pe fondul temperaturilor foarte scăzute, consumul de energie electrică fiind crescut.
Veniturile totale operaționale realizate în anul 2017 au înregistrat o creștere de 12,41% comparativ cu perioada similară a anului anterior (3.060 mil lei în anul 2017 de la 2.723 mil lei în anul 2016).
Segmentul activităților cu profit permis a înregistrat o scădere a veniturilor de 6,84% (1.173 mil lei în anul 2017 de la 1.260 mil lei în anul 2016), determinată de diminuarea tarifelor medii pentru serviciul de transport începând cu data de 01 iulie 2016 și iulie 2017, în condițiile creșterii consumului de energie electrică.
Veniturile din alocarea capacității de interconexiune au înregistrat o scădere de 7,91% față de valoarea realizată în 2016 (76 mil lei în 2017 de la 82 mil lei în anul 2016) corespunzător nivelului de utilizare a disponibilităților capacității de interconexiune de către traderii de pe piața de energie electrică.
Mecanismul de alocare a capacității de interconexiune constă în organizarea de licitații anuale, lunare, zilnice și intrazilnice. Cele anuale, lunare și intrazilnice sunt explicite - se licitează doar capacitate de transport, iar cele zilnice cu Ungaria sunt implicite - se alocă simultan cu energia și capacitatea, prin mecanismul de cuplare.
Înființarea, începând cu data de 19 noiembrie 2014, a bursei regionale de energie de către România, Ungaria, Cehia și Slovacia presupune ca aceste patru țări să ajungă să aibă un preț unic al electricității tranzacționate pe piețele spot. Alocarea de capacitate între România și Ungaria, singura țară din cele 3 cu care România are frontieră, se face de transportatori: Transelectrica și MAVIR, prin mecanism comun, în baza unui acord bilateral.
Începând cu anul 2016, s-a implementat principiul UIOSI pe granița cu Bulgaria, iar începând cu anul 2017 și pe granița cu Serbia. Potrivit acestui principiu, participanții care nu folosesc capacitățile câștigate la licitațiile anuale și lunare sunt remunerați (de către Transelectrica) pentru capacitatea respectivă. Capacitatea neutilizată se vinde ulterior în cadrul licitațiilor zilnice. Pe granița cu Ungaria sensul este invers, în sensul că MAVIR remunerează participanții pentru capacitățile neutilizate.
Piața de alocare a capacităților de interconexiune este fluctuantă, prețurile evoluând funcție de cererea și necesitatea participanților pe piața de energie electrică de a achiziționa capacitate de interconexiune.
Utilizarea veniturilor nete din alocarea capacității de interconexiune se realizează în conformitate cu prevederile art. 22 alin. (4) din Ordinul ANRE nr. 53/2013 și art. 16 alin. (6) al Regulamentului (CE) nr. 714/2009, ca sursă de finanțare a investiţiilor pentru modernizarea și dezvoltarea capacității de interconexiune cu sistemele vecine.
* Tarif transport, servicii de sistem funcționale, energie reactivă, schimburi
Veniturile din activitățile zero-profit au înregistrat o creștere de 29% (1.887 mil lei în anul 2017 față de 1.463 mil lei în anul 2016) determinată în principal de creșterea veniturilor pe piața de echilibrare cu 60,26%, urmare a:
scăderea energiei disponibile în grupurile dispecerizabile ca urmare a:
scăderii debitului Dunării;
neplanificate PZU,ITC
reducerii puterii medii disponibile a grupurilor nucleare, rezultat al scăderii debitului apei de răcire la centrala de la Cernavodă, direct influențat de nivelul Dunării;
stocurilor insuficiente de combustibil în centralele electrice pe cărbune;
scăderii presiunii gazelor naturale în rețeaua de transport ca urmare a creșterii consumului de gaze naturale al clienților casnici și industriali, fapt ce limitează debitul de gaze naturale dispecerizat către centralele electrice cu producție pe bază de gaze naturale;
gradul mare de impredictibilitate și volatilitate al producției din surse regenerabile (în special eoliană).
În anul 2017, veniturile din serviciile tehnologice furnizate au scăzut cu 10% față de aceeași perioadă a anului 2016 în urma diminuării tarifelor medii pentru serviciile de sistem tehnologice începând cu data de 01 iulie 2016 și lulie 2017, în condițiile creșterii consumului de energie electrică.
Cheltuielile totale operaţionale (inclusiv amortizarea) realizate în anul 2017 au crescut cu 26,24% comparativ cu perioada similară a anului anterior (2.993 mil lei de la 2.371 mil lei în aceeaşi perioadă a anului 2016).
Pe segmentul activităților cu profit permis, cheltuielile (inclusiv amortizarea) au înregistrat o creștere de 3,14% (1.027 mil lei de la 996 mil lei în aceeaşi perioadă a anului 2016).
CPT: În anul 2017 aceste cheltuieli au fost mai mari cu suma de 24 mil lei comparativ cu cele înregistrate în anul 2016, în condițiile diminuării cantității de energie electrică necesară acoperirii CPT în RET cu cca 4,6% (de la 1.014.566 MWh în anul 2016, la 968.042 MWh în anul 2017).
Criza energetică înregistrată în trimestrul I 2017, determinată de temperaturile foarte scăzute, comparativ cu perioada similară a anului 2016, coroborat cu prelungirea indisponibilității centralelor electrice de producere importante, a determinat creșterea bruscă a prețurilor pe Piața pentru Ziua Următoare (PZU), Piața Intrazilnică (PI) și pe Piața de Echilibrare (PE), privind achiziția energiei electrice pentru consumul propriu tehnologic.
Astfel, în anul 2017, energia pentru acoperirea CPT a fost achiziționată de pe piața liberă de energie electrică, respectiv Piața Centralizată a Contractelor Bilaterale (PCCB), Piața pentru Ziua Următoare (PZU), Piața de Echilibrare (PE) și Piața Intrazilnică (PI) la prețul mediu de achiziție de 213,7 lei/MWh, comparativ cu prețul mediu de achiziție de 180,3 lei/MWh, în anul 2016.
Congestii: Congestiile (restricțiile de rețea) reprezintă solicitări de transport al energiei electrice peste limitele de capacitate tehnică ale rețelei, fiind necesare acțiuni corective din partea operatorului de transport și de sistem și apar în situația în care, la programarea funcționării sau la funcționarea în timp real, circulația de puteri între două noduri sau zone de sistem conduce la nerespectarea parametrilor de siguranță în funcționarea unui sistem electroenergetic.
În anul 2017 s-au înregistrat cheltuieli cu congestiile în sumă de 241mil lei, fiind mai mici față de cele înregistrate în anul 2016 în sumă de 2.931mil lei.
Segmentul activităților zero-profit a înregistrat o creștere a costurilor cu 42,97% (1.966 mil lei de la 1.375 mil lei în aceeași perioadă a anului 2016), determinată de creșterea cheltuielilor pe piața de echilibrare.
În perioada ianuarie-decembrie 2017, cheltuielile privind serviciile de sistem tehnologice au înregistrat o creștere de 17,88% comparativ cu perioada similară a anului 2016 determinată de prețurile de achiziție a serviciilor de sistem tehnologice pe piața concurențială mai mari comparativ cu prețurile de achiziție reglementate.
În perioada raportată, Compania a achiziționat servicii de sistem tehnologice în regim reglementat conform deciziilor ANRE și reglementărilor legale în vigoare.
Potrivit prevederilor HG nr. 138/08.04.2013 privind adoptarea unor măsuri pentru siguranța alimentării cu energie electrică, în perioada 15 aprilie 2013 - 1 iulie 2015, Compania a achiziționat servicii de sistem tehnologice în condițiile reglementărilor emise de ANRE de la SC Complexul Energetic Hunedoara SA, la o valoare a puterii electrice de cel putin 400 MW și de la SC Complexul Energetic Oltenia SA, la o valoare a puterii de cel putin 600 MW. În conformitate cu prevederile HG nr. 941/29.10.2014, termenul stabilit pentru aplicarea prevederilor HG nr. 138/2013, pentru SC Complexul Energetic Hunedoara SA, se prorogă până la 31 decembrie 2017.
În perioada 1 ianuarie 2017 – 31 decembrie 2017 achiziția serviciilor de sistem tehnologice s-a efectuat în regim reglementat de la SC Hidroelectrica SA (Decizia ANRE nr. 906/22.06.2017) și de la SC Complexul Energetic Hunedoara SA (Decizia ANRE nr. 907/22.06.2017).
CNTEE Transelectrica SA refacturează valoarea serviciilor de sistem tehnologice achiziționate de la producători către furnizorii de energie electrică licențiați de ANRE, care beneficiază în final de aceste servicii.
EBITDA a înregistrat o scădere de 43,83% față de perioada similară a anului anterior (379 mil lei de la 675 mil lei în ianuarie - decembrie 2016), această evoluție fiind cauzată în principal de diminuarea tarifelor medii aprobate de ANRE pentru serviciul de transport (10%) și a diminuării tarifelor de sistem tehnologic (12%).
Activitățile cu profit permis au înregistrat un rezultat pozitiv de 146 mil lei, diminuat de la 264 mil lei, pe fondul diminuării tarifelor de transport dar și a creșterii cheltuielilor operaționale cu un procent de 3,14%.
EBIT generat de activitățile zero-profit a înregistrat un rezultat negativ de 79 mil lei influențat de diminuarea tarifelor de servicii de sistem tehnologice în procent de 12% concomitent cu creșterea cheltuielilor cu serviciile de sistem tehnologic cu 18% , fată de aceeași perioadă a anului trecut.
Pe întreaga activitate, EBIT a înregistrat o scădere de aprox. 80,86% (67 mil lei de la 352 mil lei în ianuariedecembrie 2016).
Profitul brut a înregistrat o scădere de 86,19%, de la 335 mil lei în ianuarie – decembrie 2016 la 46 mil lei în ianuarie - decembrie 2017.
Diferența între profitul înregistrat în ianuarie - decembrie 2017 și ianuarie – decembrie 2016, descompusă pe elementele constitutive ale profitului, este prezentată în graficul următor:
Rezultatul financiar net înregistrat în perioada ianuariedecembrie 2017 a fost negativ în valoare de 21 mil lei, pe fondul evoluției poziției corespunzătoare altor venituri financiare influențate de evoluția cursului de schimb valutar al monedei naționale în raport cu monedele străine (euro și dolar) în care Compania are contractate împrumuturi bancare pentru finanțarea programelor de investiții. 2016 46
Astfel, comparativ cu rezultatul financiar net înregistrat în ianuarie-decembrie 2016 pierderea netă înregistrată în perioada raportată anului 2017 a crescut cu 4 mil lei.
Evoluția cursului de schimb valutar
Profitul net a înregistrat o scădere de aproximativ 90,29% față de cel înregistrat în aceeași perioadă a anului 2016 (26 mil lei de la 272 mil lei) evoluție determinată în principal de scăderea tarifelor de transport al energiei electrice si a tarifelor din serviciul de sistem tehnologic.
Activele imobilizate au înregistrat o scădere de 4,7% la 31 decembrie 2017 faţă de 31 decembrie 2016, în principal în urma înregistrării amortizării imobilizărilor corporale aferente perioadei, pe fondul unor creșteri a sumelor imobilizărilor corporale în curs.
Activele circulante au înregistrat o scădere cu circa 30% la 31 decembrie 2017 (1.366 mil lei) comparativ cu valoarea înregistrată la 31 decembrie 2016 (1.951 mil lei), influențată de scăderea cu 44% a numerarului și echivalentelor de numerar datorată, în principal, diminuării depozitelor bancare cu maturitate mai mică de 90 zile, constituite din disponibilitățile bănești aflate în conturi curente (inclusiv depozitele din cogenerare) de la 688 mil la 31 decembrie 2016 la 251 mil la 31 decembrie 2017.
La data de 31 decembrie 2017, creanțele Companiei înregistrează o scădere de 5%.
Din analiza evoluției componentelor se observă o scădere a creanțelor comerciale cu 2,2% și o creștere la capitolul alte creanțe cu 24%.
La data de 31 decembrie 2017, clienții în sold din activitatea operațională înregistrează o scădere față de 31 decembrie 2016 determinată în principal de:
creșterea gradului de colectare a creanțelor;
scăderea cantității de energie electrică livrată consumatorilor în luna decembrie 2017 față de luna decembrie 2016.
Principalii clienți în sold pe piața de energie electrică sunt reprezentați de: RAAN, Ciga Energy, Electrocentrale București, Electrica Furnizare, Enel Energie Muntenia, E.ON Energie România, Enel Energie, Societatea Energetică Electrica SA, Petprod SRL. Ponderea principalilor clienți pe piața de energie electrică este de circa 54% în total creanțe comerciale.
Creanțele aflate în sold pentru piața de echilibrare, în suma de 243,6 mil lei au înregistrat o scădere valorică față de 31 decembrie 2016, urmare a diminuării tranzacțiilor pe aceasta piața.
La data de 31 decembrie 2017, Compania înregistrează creanțe de încasat din schema de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență în procent de aproximativ 26% (31 decembrie 2016 - 21%) din totalul creanțelor comerciale.
Clienții din schema de sprijin tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență înregistrează la data de 31 decembrie 2017 o creștere a creanțelor determinată, în principal de creanțele în sumă de 139,9 mil lei înregistrate conform deciziilor ANRE emise în luna martie 2017 pentru supracompensarea activității privind schema de sprijin aferentă anului 2016.
La data de 31 decembrie 2017, Compania înregistrează creanțe de încasat în sumă de 168,8 mil lei, reprezentate de facturile emise aferente schemei de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență, din care:
Pentru stingerea creanțelor generate de supracompensare și bonus necuvenit, Compania a solicitat producătorilor calificați în schema de sprijin efectuarea de compensări reciproce. Pentru producătorii (RAAN, Electrocentrale București, CET Govora) care nu au fost de acord cu această modalitate de stingere a creanțelor și datoriilor reciproce, Compania a aplicat și aplică în continuare prevederile art. 17 alin. 5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea modului de colectare a contribuției pentru cogenerarea de
înaltă eficiență și de plata a bonusului pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență: "în cazul în care producătorul nu a achitat integral către administratorul schemei de sprijin obligațiile de plată rezultate în conformitate cu prevederile prezentului regulament, administratorul schemei de sprijin plătește producătorului diferența dintre valoarea facturilor emise de producător și obligațiile de plată ale producatorului referitoare la schema de sprijin, cu menționarea explicită, pe documentul de plată, a sumelor respective" și a reținut de la plată sumele aferente schemei de sprijin cuvenite.
CNTEE Transelectrica SA a încheiat cu CET Govora SA o convenție de compensare și eșalonare la plată a sumelor reprezentând creanțe din contravaloarea supracompensării pentru perioada 2011-2013 și a bonusului necuvenit pentru anul 2014 (Convenția nr. C 135/30.06.2015 și Actul adițional nr. 1/04.08.2015). Durata Convenției a fost de 1 an (perioada iulie 2015 august 2016) și a prevăzut dreptul Companiei de a calcula și încasa penalități pe perioada eșalonării la plată.
În baza Convenției, au fost compensate creanțele Companiei de încasat de la CET Govora SA cu datoriile către CET Govora SA, reprezentate de bonus de cogenerare pentru perioada mai 2014 – octombrie 2015 reținut prin aplicarea prevederilor art. 17 alin.5 din Ordinul preşedintelui ANRE nr. 116/2013 și a prevederilor din Convenție, în sumă de 40,5 mil lei.
Ca urmare a suspendării în instanță, prin Sentința civilă nr. 3185/ 27.11.2015, a Deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014 prin care a fost stabilită valoarea supracompensării pentru perioada 2011-2013, CET Govora SA nu a mai respectat obligațiile asumate prin Convenție.
Începând cu data de 9 mai 2016, pentru CET Govora sa deschis procedura generală de insolvență. În vederea recuperării creanțelor izvorâte înaintea deschiderii procedurii de insolvență, Compania a urmat procedurile specifice prevăzute de Legea nr. 85/2014 - Legea insolvenței și a solicitat instanței admiterea creanțelor, potrivit legii.
Având în vedere cele prezentate, începând cu data de 9 mai 2016, Compania a sistat aplicarea prevederilor art. 17.5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea modului de colectare a contribuției pentru cogenerarea de înaltă eficiență și de plată a bonusului pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență și a achitat lunar către CET Govora bonusul de cogenerare.
Prin Decizia civilă nr. 2430/05.10.2016, Înalta Curte de Casaţie şi Justiţie a admis recursul declarat de ANRE împotriva Sentinţei civile nr. 3185/27.11.2015, a casat în parte sentinţa atacată şi a respins cererea de suspendare formulată de CET Govora, hotărârea fiind definitivă. Astfel, începând cu data de 05.10.2016, efectele Deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014 nu mai sunt suspendate, producând efecte pe deplin.
În aceste condiții, Compania aplică dispozițiile art. 17 alin 5 din Ordinul ANRE nr. 116/ 2013 pentru datoriile și creanțele reciproce născute ulterior procedurii insolvenței, în sensul reținerii bonusului datorat CET Govora SA până la concurența sumelor aferente schemei de sprijin neachitate Companiei.
În data de 08.12.2016, prin Hotărârea Guvernului nr. 925, s-au adoptat modificarea și completarea HG nr.1215/2009 privind stabilirea criteriilor şi a condiţiilor necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă eficienţă pe baza cererii de energie termică utilă.
Astfel, la data de 31 decembrie 2017, Compania nu înregistrează ajustări de depreciere pentru creanțele aferente schemei de sprijin, valoarea nerecuperată a acestor creanțe urmând a fi inclusă în contribuția pentru cogenerare.
La data de 31 decembrie 2017, alte creanțe în sumă de 162,8 mil lei includ în principal debitori diversi (151,4 mil lei). În categoria debitorilor diverși sunt înregistrate avansuri acordate furnizorului ELCOMEX - IEA SA în sumă de 31,2 mil lei pentru execuția proiectelor:
Avansurile achitate către ELCOMEX - IEA SA sunt garantate cu polițe de asigurare emise de Asito Kapital S.A.
La data de 07.04.2017 Tribunalul Constanța, Secția a II a Civilă, prin Încheierea de ședință nr. 294/2017, a admis cererea de declarare a insolvenței debitorului Elcomex - IEA SA, desemnând în calitate de administrator judiciar pe Pricewaterhouse Coopers Business Recovery Services IPURL. În urma declarării insolvenței Elcomex IEA SA, CNTEE Transelectrica SA s-a înscris la masa credală cu suma de 31.189.487 lei, reprezentând contravaloare avans plătit la SC Elcomex IEA SA pentru contractele C163/29.07.2015, C255/18.11.2015 și alte cheltuieli.
La data de 31 decembrie 2017, avansurile în sumă de 31.180.858 lei au fost reclasificate din capitolul "Imobilizari corporale"" în capitolul "Creanțe".
Pricewaterhouse Coopers Business Recovery Services IPURL a notificat CNTEE Transelectrica, la data de 07.07.2017, cu privire la denunțarea contractului C 163/29.07.2015 "Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier – Reșița - Timișoara – Săcălaz – Arad / Stația 400/220/110 kV Reșița".
La data de 08.08.2017, Administratorul Judiciar Pricewaterhouse Coopers Business Recovery Services IPURL, se considera obligat să ia act de denunțarea de către CNTEE Transelectrica SA a contractului C255/18.11.2015 "Racordarea LEA 400 kV Isaccea-Varna și LEA 400 kV Isaccea-Dobruja în Stația 400 kV Medgidia Sud etapa I", notificată de Companie pe baza adresei nr. 24597/05.07.2017 și totodată de încetarea contractului la inițiativa CNTEE Transelectrica SA.
Compania a depus la data de 01.07.2017 o cerere de chemare în judecată, privind emiterea unei ordonanțe de plată, acțiune ce face obiectul dosarului nr. 24552/3/2017, aflat pe rolul Tribunalului București, Secția a VI –a Civilă, solicitând instanței să pronunțe o hotărâre prin care să oblige debitoarea ASITO KAPITAL SA, la plata sumei de 7.058.773,36 Euro, (echivalentul sumei de 31.180.857,96 lei) reprezentând polițe de garantare pentru plata avansului nr. BR – 1500544/18.11.2015 si nr. BR – 1500520/29.07.2015.
Pâna la data de 07.11.2017 instanța a dispus amânarea pronunțării în dosarul nr. 24552/3/2017, aflat pe rolul Tribunalului București, Secția a VI –a Civilă.
Având în vedere că, la aceasta dată, nu s-au recuperat sumele asigurate de ASITO KAPITAL SA pentru plata avansului, Compania a înregistrat la 31 decembrie 2017 provizioane în valoare de 31.181 mil lei.
Datoriile pe termen lung au înregistrat o scădere de 33% în principal în urma reclasificarii portiunii curente a creditelor pe termen lung cu termen de rambursare in anul 2018;.
Datoriile pe termen scurt au înregistrat de asemenea o scădere de 0,13% la 31 decembrie 2017. Factorii care influențează evoluția datoriilor pe termen scurt sunt:
scăderea datoriilor comerciale si a altor datorii cu 20% determinată în principal de:
scăderea de la 287 mil lei (31 decembrie 2016) la 205 mil lei (31 decembrie 2017) a datoriilor către furnizorii din piața de echilibrare determinată de achitarea obligațiilor de plată aflate în sold pe piața de energie electrică la 31 decembrie 2016 și de scăderea volumului tranzacțiilor pe piața de echilibrare.
creşterea datoriilor aferente schemei de sprijin către furnizori (producători) a fost determinată de reţinerea de la plată a bonusului de cogenerare si a antesupracompensării cuvenite producătorilor, in contul creanţelor neîncasate de Companie de la aceiaşi producători pe schema de sprijin. Creanţele neîncasate de la producători sunt reprezentate de supracompensarea perioadei 2011-2013 si 2016, precum şi de bonusul necuvenit pentru 2015 si 2015, prin aplicarea de către Companie a prevederilor art. 17 alin. 5 din Ordinul preşedintelui ANRE nr. 116/2013.
La data de 31 decembrie 2017 se înregistrează obligații de plată către furnizori (producători) în sumă de 111,2 mil lei (Electrocentrale București – 56,7 mil lei, RAAN – 51,2 mil lei, CET Govora SA – 3,3 mil lei, reprezentând bonusul de cogenerare și ante-supracompensarea pentru anii 2014 și 2015, bonusul neacordat pentru anul 2015, precum și bonusul neacordat pentru anul 2016. Sumele reprezentând datoriile Companiei aferente schemei de sprijin față de Electrocentrale București, RAAN, CET Govora au fost reținute la plată în baza art. 17 alin. 5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013, întrucât furnizorii (producatorii) înregistrează obligații de plată față de Companie pe schema de sprijin de tip bonus.
creșterea împrumuturilor pe termen scurt a fost determinată de reclasificarea porțiunii curente a creditelor pe termen lung cu termen de rambursare în anul 2018;
Datoriile purtătoare de dobândă (termen lung şi termen scurt) sunt prezentate în structură în cele ce urmează.
Structura pe monedă la 31.12.2017
Scăderea capitalurilor proprii la data de 31 decembrie 2017 față de 31 decembrie 2016 (2.700 mil lei față de 3.108 mil lei) a fost determinată în principal de:
-repartizarea profitului anului 2016, pe fondul înregistrării în rezultatul reportat a profitului net, în sumă de 26,4 mil lei, realizat la data de 31 decembrie 2017;
-de distribuirea de dividende în sumă de 171 mil. lei din profitul nerepartizat evidențiat în soldul contului "Alte rezerve–Surse proprii de finanțare constituite din profit", la solicitarea acționarului Statul Român reprezentat prin Ministerul Economiei, în baza Hotărârii AGA nr. 11/16.10.2017. Valoarea dividendelor cuvenite acționarilor, repartizate din profitul anului 2016 conform Hotararii AGA nr. 4/27.04.2017, este în sumă de 165,4 mil lei, plata acestora efectuându-se prin intermediul Depozitarului Central începând cu 7 iunie 2017;
Până la data întocmirii Rezultatelor preliminare aferente exercitiului financiar 2017, Compania nu are confirmarea auditorului cu privire la modalitatea de prezentare în Situațiile financiare a obligațiilor reținute de ANAF în urma inspecției fiscale aferente perioadei 2005-2010.
Conform prevederilor HG nr. 27/12 ianuarie 2017 privind organizarea şi funcţionarea Ministerului Economiei, Compania funcţionează sub autoritatea Ministerului Economiei.
La data de 3 martie 2017 a fost înregistrat în Registrul acționarilor Companiei transferul celor 43.020.309 actiuni din contul Statului Roman din administrarea Ministerului Economiei, Comerţului şi Turismului, în contul Statului Român în administrarea Ministerului Economiei.
La sfârșitul fiecărei perioade de raportare, capitalul social subscris și vărsat integral al Companiei, în sumă de 733.031.420 este împărțit în 73.303.142 acțiuni ordinare cu o valoare nominală de 10 lei/acțiune și corespunde cu cel înregistrat la Oficiul Registrului Comertului.
În intervalul ianuarie - decembrie al anului 2017 acțiunea Transelectrica (simbol BVB: TEL) a înregistrat o evoluție mai slabă decât cea a principalului indice al Bursei de Valori București (BET) dar și faţă de indicele BET-NG.
Anul 2017 a debutat cu un preț de tranzacționare de 29,30 lei/acțiune, capitalizarea bursieră fiind de 1.780 mil lei, finalul perioadei (31 decembrie 2017) găsind acțiunea la un preț de 24,55 lei. Prețul minim de tranzacționare a fost înregistrat în data de 29.12.2017, de 24,55 lei/acțiune, maximul de 33,70 lei/acțiune fiind atins în data de 01.03.2017.
Valoarea dividendelor cuvenite acționarilor, repartizate din profitul anului 2016 conform Hotărârii AGA nr. 4/27.04.2017, este în sumă de 165 mil lei, plata acestora efectuându-se prin intermediul Depozitarului Central începând cu 7 iunie 2017.
Dividendul a fost calculat cu respectarea prevederilor legislației incidente repartizării profitului la societățile cu capital majoritar de stat, pe baza unei rate de distribuire de 90% și în linie cu politica privind distribuția de dividende a CNTEE Transelectrica SA.
| Dividend total repartizat: | 165 mil lei | La solicitarea acţionarului Statul Român reprezentat |
|---|---|---|
| Dividend pe acțiune: | 2,257 lei | prin Ministerul Economiei, în baza Hotărârii AGA nr. 11/16.10.2017, au fost distribuite dividende în sumă de |
| Data de înregistrare: | 6 iunie 2017 | 171 mil.lei din profitul nerepartizat evidențiat în soldul |
| Data plății: | 28 iunie 2017 | contului "Alte rezerve–Surse proprii de finanțare constituite din profit". |
| Dividend total repartizat: | 171 mil lei |
|---|---|
| Dividend pe acțiune: | 2,33 lei |
| Data ex-dividend: | 31octombrie 2017 |
| Data plății: | 22 noiembrie 2017 |
Analizând evoluția componentelor balanței energetice, în perioada ianuarie - decembrie 2017 față de aceeași perioadă a anului precedent, consumul intern net1 a crescut cu 2,3% iar producția netă de energie a scăzut cu 1,4%.
Schimburile fizice transfrontaliere de export au scăzut cu 16,69% față de perioada similară din 2016, în timp ce fluxurile transfrontaliere de import au înregistrat o crestere de 39,26 %.
În structura mixului de producție, în perioada ianuarie decembrie 2017 comparativ cu 2016, s-a înregistrat o creștere a ponderii componentei termo de aproximativ 7,3%, a producției din surse nucleare cu 1,9%, si din surse regenerabile cu 9,2%.
Aportul componentei hidro a cunoscut o scădere de 19,6% (18,1 TWh față de 14,5 TWh) .
Analizând ponderile componentelor mixului de producție netă pentru intervalul ianuarie – decembrie 2017 se observă că cea mai mare pondere (42%) este reprezentată de componenta termo urmată de componenta hidro (24%), iar energia produsă din surse regenerabile și nucleară au o pondere de aproximativ 18% si respectiv 16%.
Mix producție energie electrică netă
În anului 2017, puterea instalată brută în centralele electrice a înregistrat o creștere de 0,2%, comparativ cu aceeași perioadă a anului 2016.
Puterea instalată în centralele pe surse regenerabile a crescut cu aproximativ 0,7%, de la 9.002 MW instalați la 31 decembrie 2016, la 9.069 MW instalați la 31 decembrie 2017.
Dinamica puterii instalate aferente perioadei ianuarie decembrie 2017 respectiv 2016, este redată în cele ce urmează:
1 valorile nu includ consumul aferent serviciilor proprii din centralele de producere energie electrică; valoarea consumului net include pierderile din rețelele de transport și distribuție precum și consumul pompelor din stațiile hidro cu acumulare prin pompaj
Putere instalată 2016 (49.387 MW, valoare brută)
În anul 2017 CPT-ul în RET a scăzut cu 4,68% comparativ cu perioada similară din anul 2016, în general pe fondul unor condiții meteorologice mai favorabile, a fluxurilor și a structurii de producție mai avantajoase și a precipitațiilor mai scăzute cantitativ.
Raportat la energia intrată în contur pierderile au scăzut de la 2,32% la 2,18%.
Fluxurile transfrontaliere au înregistrat evoluții semnificative pe relația cu Serbia,Bulgaria și Ucraina.
Astfel, comparativ cu 2016, fluxurile fizice de export au crescut cu Serbia (26,7% +429 GWh), în timp ce pe relația cu Ungaria, Bulgaria și Ucraina au înregistrat scăderi.
Analizând fluxurile fizice de import se observă creșteri pe relațiile cu Ungaria, Bulgaria și Ucraina în timp ce pe relația cu Serbia s-a înregistrat o scădere de 80%.
În anul 2017 gradul de utilizare a capacității total alocate pe liniile de interconexiune pentru export a scăzut față de anul 2016 pe majoritatea destinațiilor, înregistrându-se creștere doar pe relația cu Serbia (+6pp).
Grad de utilizare a capacității total alocate (%)
Fluxurile fizice atât de import cât și de export pe fiecare graniță sunt prezentate în cele ce urmează:
În ianuarie 2017 CPT-ul în valoare absolută a scăzut față de luna ianuarie 2016 cu cca. 5,74%, datorită fluxurilor fizice import/export mai favorabile și repartiției mai avantajoase a producției care a condus la reducerea transportului de energie la distanță față de surse. Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a scăzut de la 2,22% în 2016 la 2,05% în 2017. Consumul intern net de energie a fost mai mare comparativ cu luna ianuarie 2016 cu 4,29%. Energia intrată în contur a crescut și ea cu 1,72% în ianuarie 2017, față de perioada similară din 2016. Condițiile meteo au fost mai favorabile, precipitațiile considerabil mai reduse cantitativ determinând scăderea semnificativă a pierderilor corona.
În februarie 2017 CPT-ul în valoare absolută a scăzut față de luna februarie 2016 cu cca. 1,31%, ca urmare a fluxurilor fizice favorabile, dar și ca urmare a unei zile în minus (anul 2016 a fost bisect). Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a scăzut de la 2,49% în 2016 la 2,28% în 2017, ca urmare a creșterii energiei transportate. Consumul intern net de energie a fost cu cca. 3,7% mai mare în luna februarie 2017, comparativ cu februarie 2016. Energia intrată în contur a crescut cu 7,74% în februarie 2017, față de perioada similară din 2016. Condițiile meteo au fost mai favorabile, cantitatea de precipitații înregistrată fiind mai mică decât în anul anterior.
În martie 2017 CPT-ul în valoare absolută a scăzut față de luna martie 2016 cu cca. 2,03%. Condițiile meteo mai favorabile, cantităţile mai mici de precipitaţii înregistrate anul acesta au determinat reducerea pierderilor corona și structura de producție mai avantajoasă a condus la reducerea transportului de energie la distanță față de surse. Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a scăzut de la 2,63% în 2016 la 2,31% în 2017, pe fondul creșterii energiei intrate în contur cu 9,14% în martie 2017, față de perioada similară din 2016. Consumul intern net de energie a fost cu cca. 1,1% mai mare în luna martie 2017, comparativ cu martie 2016. Condițiile meteo au fost mai favorabile, cantitatea de precipitații înregistrată fiind mai mică decât în anul anterior.
În trimestrul I 2017 CPT-ul în RET a scăzut cu cca. 3,77 % comparativ cu perioada similară din anul 2016, în general pe fondul unor condiții meteorologice mai favorabile, a fluxurilor și a structurii de producție mai avantajoase și precipitațiilor mai scăzute cantitativ. Raportat la energia intrată în contur pierderile au scăzut de la 2,43 % la 2,21%.
În aprilie 2017 CPT-ul în valoare absolută a scăzut față de luna aprilie 2016 cu cca. 6,62 %, datorită repartiției mai avantajoase a producției care a condus la reducerea transportului de energie la distanță față de surse. Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a scăzut de la 2,32 % în 2016 la 2,05 % în 2017, ca urmare a creșterii energiei transportate şi a reducerii CPT în valoare absolută. Consumul intern net de energie a fost mai mare comparativ cu luna aprilie 2016 cu 3,83 %. Energia intrată în contur a crescut și ea cu 5,93 % în aprilie 2017, față de perioada similară din 2016. Din punctul de vedere al precipitaţiilor, condițiile meteo au fost asemănatoare cu aprilie 2016.
În mai 2017 CPT-ul în valoare absolută a scăzut față de luna mai 2016 cu cca. 8,68 %, în special datorită condițiilor meteo mai favorabile care au determinat reducerea pierderilor corona. Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a scăzut de la 2,59 % în 2016 la 2,29 % în 2017, ca urmare a reducerii CPT în valoare absolută și a creșterii energiei transportate. Consumul intern net de energie a fost cu cca. 3,27 % mai mare în luna mai 2017, comparativ cu mai 2016. Energia intrată în contur a crescut cu 3,44 % în mai 2017, față de perioada similară din 2016. Condițiile meteo au fost mai favorabile, cantitatea de precipitații înregistrată fiind mai mică decât în anul anterior.
În iunie 2017 CPT-ul în valoare absolută a scăzut față de luna iunie 2016 cu cca. 16,05 %, datorită fluxurilor fizice mai avantajoase și condiților meteo mai favorabile care au determinat reducerea pierderilor corona. Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a scăzut de la 2,53 % în 2016 la 2,13 % în 2017, ca urmare a reducerii CPT în valoare absolută în iunie 2017, față de perioada similară din 2016. Energia intrată în contur a scăzut cu 0,06 % în luna iunie 2017, față de perioada similară din 2016. Condițiile meteo au fost mult mai favorabile, cantitatea de precipitații înregistrată fiind mai mică decât în perioada anterioară.
În trimestrul II 2017 CPT-ul în RET a scăzut cu cca. 10,6 % comparativ cu perioada similară din 2016, în special datorită condițiilor meteorologice mai favorabile caracterizate de precipitații mai scăzute cantitativ, care au condus la scăderea pierderilor corona, datorită fluxurilor fizice și structurii de producție mai avantajoase. Raportat la energia intrată în contur, pierderile au scăzut de la 2,48% la 2,15%.
În iulie 2017 CPT-ul în valoare absolută a scăzut față de luna iulie 2016 cu cca. 3,94%, ca urmare a scăderii energiei transportate și datorită repartiției mai avantajoase a fluxurilor fizice pe granițe, care au condus la reducerea transportului de energie la distanță față de surse. Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a crescut de la 1,94 % în 2016 la 2,02 % în 2017, ca urmare a reducerii CPT în valoare absolută și a scăderii energiei transportate. Consumul intern net de energie a fost mai mare comparativ cu luna iulie 2016 cu 0,99 %. Energia intrată în contur a scăzut cu 7,6 % în iulie 2017, față de perioada similară din 2016. Condițiile meteo din punct de vedere al precipitaţiilor au fost mai dezavantajoase decât cele din iulie 2016, generând pierderi corona mai mari.
În august 2017 CPT-ul în valoare absolută a scăzut față de luna august 2016 cu cca. 1,99 %, datorită energiei transportate mai mici, fluxurilor fizice mai avantajoase și condițiilor meteo mai favorabile care au determinat reducerea pierderilor corona. Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a scăzut de la 2,19 % în 2016 la 2,18 % în 2017, ca urmare a reducerii CPT în valoare absolută. Deși consumul intern net de energie a fost cu cca. 8,22 % mai mare în luna august 2017, comparativ cu august 2016, soldul a fost de 47 GWh import, față de 644 GWh export, motiv pentru care energia intrată în contur a scăzut cu 1,62 % în august 2017, față de perioada similară din 2016. Condițiile meteo au fost mai favorabile, cantitatea de precipitații înregistrată fiind mai mică decât în anul anterior.
În septembrie 2017 CPT-ul în valoare absolută a crescut față de luna septembrie 2016 cu cca. 6,38 %, ca urmare a creșterii energiei transportate și repartiției mai dezavantajoase a producției. Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a crescut de la 2,13 % în 2016 la 2,21 % în 2017, ca urmare a creșterii CPT în valoare absolută. Energia intrată în contur a crescut cu 2,67 % în septembrie 2017, față de perioada similară din 2016. Condițiile meteo au fost mai defavorabile în jumatatea de N-V, cu linii mai puține și mai favorabile în cea de S-E, cu linii de transport mai multe, determinând pierderi corona mai mici.
În trimestrul III 2017 CPT-ul în RET a crescut nesemnificativ, cu cca. 0,1 % comparativ cu perioada similară din 2016, evoluția pozitivă a fluxurilor fizice pe granițe în toată perioada și condițiile meteo mai avantajoase din lunile iulie și august compensând impactul structurii dezavantajoase a producției din cele trei luni și al condițiilor meteorologice defavorabile din luna iulie. Raportat la energia intrată în contur pierderile au crescut de la 2,09 % la 2,14 %.
În octombrie 2017 CPT-ul în valoare absolută a scăzut față de luna octombrie 2016 cu cca. 2,22 %, datorită repartiției mai avantajoase a fluxurilor fizice pe granițele de nord și vest, care au condus la reducerea transportului de energie la distanță față de surse. Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a scăzut de la 2,34 % în 2016 la 2,27 % în 2017, ca urmare a reducerii CPT în valoare absolută și a creșterii energiei transportate.
Consumul intern net de energie a fost mai mare comparativ cu luna octombrie 2016 cu 0,48 %. Energia intrată în contur a crescut cu 0,8 % în octombrie 2017, față de perioada similară din 2016. Condițiile meteo din punct de vedere al precipitaţiilor au fost mai avantajoase decât cele din octombrie 2016, generând pierderi corona mai mici.
În noiembrie 2017 CPT-ul în valoare absolută a scăzut față de luna noiembrie 2016 cu cca. 12,27 %, datorită repartiției mai avantajoase a fluxurilor fizice pe granițe care au condus la reducerea transportului de energie la distanță față de surse. Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a scăzut de la 2,48 % în 2016 la 2,07 % în 2017, ca urmare a reducerii CPT în valoare absolută și creșterii energiei transportate. Consumul intern net de energie a fost cu cca. 0,6 % mai mare în luna noiembrie 2017, comparativ cu noiembrie 2016, soldul a fost de 125 GWh export, față de 559 GWh export (în condițiile creșterii importului fizic cu cca. 248 GWh și reducerii exportului fizic cu cca. 188 GWh), energia intrată în contur crescând cu 2,77 % în noiembrie 2017, față de perioada similară din 2016. Condițiile meteo au fost similare cu cele din anul anterior din punct de vedere al precipitațiilor.
În decembrie 2017 CPT-ul în valoare absolută a crescut față de luna decembrie 2016 cu cca. 1,45 %, ca urmare a condițiilor meteorologice dezavantajoase, caracterizate de precipitații mai însemnate cantitativ, care au determinat pierderi corona mai mari. Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a crescut de la 2,15 % în 2016 la 2,27 % în 2017, ca urmare a creșterii CPT în valoare absolută și scăderii energiei transportate. Consumul intern net de energie a fost mai mic cu 2,1 %, soldul a fost de 522 GWh export, față de 722 GWh export (în condițiile creșterii importului fizic cu cca. 53 GWh și reducerii exportului fizic cu cca. 184 GWh), energia intrată în contur a scăzut cu 3,73 % în decembrie 2017, față de perioada similară din 2016. Condițiile meteo au fost mai defavorabile determinând pierderi corona mai mari.
În trimestrul IV 2017 CPT-ul în RET a scăzut cu cca. 4,4 % comparativ cu perioada similară din 2016, evoluția pozitivă a fluxurilor fizice pe granițe în toată perioada și condițiile meteo mai avantajoase din luna octombrie compensând impactul structurii dezavantajoase a producției al condițiilor meteorologice defavorabile din luna decembrie. Raportat la energia intrată în contur pierderile au scăzut de la 2,3 % la 2,2 %, ca urmare a reducerii valorii absolute a CPT.
Valoarea mijloacelor fixe înregistrate în contabilitate în anul 2017 a fost de 202,1 mil lei.
În anul 2017, cele mai mari transferuri din imobilizări corporale în curs la imobilizări corporale sunt reprezentate în principal de punerea în funcțiune a obiectivelor de investiții, astfel:
Depozit unități de transformare de putere rezerve de sistem și treceri izolate aflate în stocul de securitate al CNTEE "Transelectrica" - SA în Stația 400 kV Sibiu Sud – 0,85 mil lei;
Modernizare clădire corp comandă din Stația 400/110/20 kV Roman Nord – 0,68 mil lei;
Achizițiile de imobilizări corporale și necorporale2 în anul 2017 sunt în suma de 182,8 mil lei comparativ cu 2016 când achizițiile au fost în sumă de 171,8 mil lei.
Soldul imobilizărilor corporale în curs de execuție la 31 decembrie 2017 este reprezentat de proiectele în derulare, cele mai semnificative fiind enumerate mai jos:
2 Include variația furnizorilor de imobilizări în sold la data de 31 decembrie a anului 2017
Racordarea la RET a CEE Dumești 99 MW și CEE Românești 30 MW, județul Iași, prin realizarea unei celule de linie 110 kV în Stația 220/110 kV FAI – 2,5 mil lei;
Soluție de securitate pentru implementarea măsurilor de securitate a informațiilor clasificate – 2 mil lei;
Cele mai importante contracte de investiții semnate în anul 2017 sunt:
Ca urmare a publicării în Monitorul Oficial a Hotărârii de Guvern nr. 10/13.01.2017, C.N.T.E.E Transelectrica S.A., în calitate de Operator de Transport și de Sistem este mandatată să aplice măsurile de salvgardare cu caracter tehnic și comercial conform art. 6, alin. (3) din Regulamentul privind stabilirea măsurilor de salvgardare în situații de criză apărute în funcționarea Sistemului Energetic Național, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 142/2014.
În data de 24 februarie 2017 CNTEE Transelectrica SA invită stakeholderii și participanții la piața de energie electrică din România să transmită comentariile cu privire la consultarea online referitor la Propunerea OTS-urilor din regiunea SEE de calcul al capacităților pentru desemnarea drepturilor de transport pe termen lung, conform articolului 31 din Regulamentul (UE) 2016/1719 al Comisiei din 26 septembrie 2016 de stabilire a unei orientări privind alocarea capacităților pe piața pe termen lung.
Compania a anunţat publicul interesat asupra depunerii raportului privind impactul asupra mediului, care integrează concluziile studiului de evaluare adecvată, pentru proiectul Linia Electrică Aeriană 400 kV GĂDĂLIN–SUCEAVA inclusiv interconectarea la Sistemul Energetic Național propus a fi amplasat în Județele Cluj, Bistrița-Năsăud și Suceava.
Începând cu luna ianuarie 2017 Compania a încheiat un contract cu Compania internațională de rating de credit Fitch Ratings.
În data de 5 iulie 2017 Fitch acordă Companiei ratingul BBB, perspectivă stabilă, ca o recunoaștere față de eforturile Companiei de a atinge excelența operațională și pentru abordarea responsabilă față de mediul de afaceri în care operează.
În data de 11 octombrie 2017 Fitch menține pentru Companie ratingul BBB, perspectivă stabilă, evaluare cu o treaptă peste ratingul de țară al României (BBB-/ perspectivă stabilă)
Noi reglementări ANRE în domeniul tarifelor
ANRE publică Ordinul 48/2017 privind aprobarea tarifului mediu pentru serviciul de transport, a tarifului pentru serviciul de sistem, a tarifelor zonale aferente serviciului de transport și a prețului reglementat pentru energia electrică reactivă, practicate de Companie.
Ordinul a fost publicat în Monitorul Oficial 489/28.06.2017
Prin urmare, tarifele reglementate aferente serviciului de transport al energiei electrice și a serviciilor de sistem, aplicabile începând cu 1 iulie 2017 s-au modificat:
| Serviciu | Tarif aplicat în intervalul 01.07.2016- 30.06.2017 |
Tarif aplicabil în intervalul 01.07.2017- 30.06.2018 |
Diferență |
|---|---|---|---|
| Lei/MWh | Lei/MWh | % | |
| I.Transportul energiei electrice | 18,70 | 16,86 | (9,8)% |
| II.Servicii de sistem funcționale | 1,30 | 1,11 | (14,5)% |
| III.Servicii de sistem tehnologice |
11,58 | 9,39 | (18,9)% |
Noile tarife aprobate au fost calculate în conformitate cu metodologiile aplicabile
În data de 20.12.2017, în baza Ordinului ANRE nr.122 Compania publică anunțul privind aprobarea tarifului mediu pentru serviciul de transport. În conformitate cu documentul publicat de ANRE, majorarea tarifului reglementat pentru servicii de sistem (de la 9,39 lei/MWh la 12,06 lei/MWh) conduce la o creștere de cca.0,6% în prețul final al energiei electrice livrate consumatorului casnic.
În data de 12 iulie 2017, la ora 8.34, pe fondul unor fenomene meteorologice severe (furtună puternică), s-au produs mai multe declanșări de echipamente și grupuri. Astfel, la CNTEE Transelectrica SA au declansat două linii din rețeaua electrică de transport din zona județului Gorj și un autotransformator, iar la Complexul Energetic Oltenia au declansat grupuri din cadrul centralelor electrice Rovinari și Turceni, acestea având o putere instalată de 1320 MW (la momentul incidentului funcționau cu 1176 MW).
Deficitul de energie creat în SEN prin pierderea celor 1176 MW a fost preluat de grupurile electrice din cadrul Hidroelectrica, CE Hunedoara, Romgaz Iernut, Electrocentrale București, Bepco Brașov, Gas Energy Ecotherm Făgăraș și Electro Energy Sud Giurgiu, astfel încat siguranța Sistemului Electroenergetic Național nu a fost afectată și nici nu au existat întreruperi în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor cauzate de incidentul de mai sus.
Dintre cele trei echipamente declanșate din rețeaua electrică de transport două s-au repus în funcțiune imediat după incident, iar unul urmează să fie investigat. În acest moment specialiștii din cadrul CNTEE Transelectrica SA lucrează la repunerea în funcțiune a echipamentului afectat.
Stația 220/110kV Tihău reprezintă un nod de bază în zona de vest a Sistemului Electroenergetic Național (SEN), având ca principale funcții tranzitarea puterii necesare către zona deficitară a Transilvaniei de Nord care în prezent beneficiază de o dimensionare limitată a rețelei de transport destinată asigurării puterii în zonă și alimentării din SEN a consumatorilor din zona Sălaj, Baia Mare și Satu Mare.
Lucrările de modernizare au constat în îmbunătățirea condițiilor de exploatare și reducere a cheltuielilor de exploatare și întreținere, prin montarea unor echipamente performante și adoptarea unor soluții constructive aliniate la tehnologiile actuale.
Finanțarea lucrărilor a fost realizată din surse proprii.
Aprobarea de către Comisia Europeană a finanțării proiectului "Crossbow" în care Transelectrica este parteneră împreună cu Centrul Român al Energiei
Proiectul "CROSSBOW" a fost selectat în vederea finanţării de către Comisia Europeana în cadrul Programului Orizont 2020, parte a tematicii H2020- LCE-2016-2017 (COMPETITIVE LOW-CARBON ENERGY), topic LCE-04-2017-Demonstrarea integrării sistemului cu tehnologii de reţea inteligentă de transport și tehnologii de stocare, cu o creștere a ponderii energiilor regenerabile).
Transelectrica este parteneră în acest proiect cu Centrul Român al Energiei, în coordonarea Grupului Spaniol ETRA Investigation Y Desarrollo SA, alături de 8 Operatori de Transport și de Sistem (OTS) din Europa Centrală și de Sud-Est: ADMIE (GR), ESO (BG), EMS (RS), NOS BiH (BA), HOPS (HR), ELES (SI), CGES (ME), MEPSO (MK) şi alți parteneri într-un consortiu de 24 organizații profesionale în domeniul energiei şi telecomunicaţiilor din 13 ţări europene.
În calitate de Operator de Transport și Sistem din România, Transelectrica va permite accesul la date relevante pentru proiect, va asigura capacitățile tehnologice pentru teste și validări pe teren și va oferi, de asemenea, expertiza în domeniul energetic.
Directorul General Executiv al CNTEE Transelectrica SA, doamna Corina Popescu, a participat în data de 20 septembrie 2017, la cea de-a șasea ediție a summit-ului energetic CEEP, organizat la Tallinn (Estonia).
Summit-ul CEEP, un element-cheie între sectorul energetic al Europei Centrale și Comisia Europeană, a reunit un grup distins și renumit de factori de decizie pentru a discuta despre oportunitățile și provocările din domeniul politicii energetice din UE, ca urmare a implementării a celor două pachete legislative: Pachetul privind securitatea energetică durabilă și "Energie curată pentru toți europenii".
Alături de membrii CEEP – 11 companii principale din sectorul energetic și intens energetic – și de alți oaspeți din alte țări, doamna Corina Popescu a participat la discuții cu domnul Maroš Šefčovič, Vicepreședintele Comisiei Europene, responsabil de Uniunea Energetică.
CN Transelectrica SA, este partenerul Comitetului Național Român CIGRE în organizarea celei de-a patra ediții a Conferinței Internaționale privind Monitorizarea Stării, Diagnoza și Mentenanța echipamentelor și liniilor de înaltă tensiune 2017 - CMDM 2017 care a avut loc în perioada 25-27 septembrie 2017, la Hotel Radisson Blu din București, eveniment organizat cu sprijinul CIGRE Paris.
Conferința a fost deschisă de doamna Corina Popescu, Director General Executiv, Președinte al Directoratului CNTEE Transelectrica SA, și de invitați de marcă la nivel internațional în domeniul energetic, precum: Hiroki Ito (Japonia), Terry Krieg (Australia), Hugh Cunningham (Irlanda), Claudio Marchetti (Italia), Gerhard Wieserner (Germania).
Compania Națională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica SA a marcat în data de 26 septembrie 2017, împlinirea a 50 de ani de la punerea în funcțiune a Stației 400/220/110 kV Gutinaș, din județul Bacău, una dintre cele mai importante staţii din România care asigură alimentarea cu energie electrică a întregii zone de nord-est a țării.
În întrunirea Adunării Generale Extraordinare a Acționarilor Companiei Naționale de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica"–SA, în urma adresei cu numărul 4314/05.09.2017 primită de la Ministerul Economiei – Departamentul pentru privatizare și administrarea participațiilor statului referitoare la solicitarea completării punctului 3 al ordinii de zi în ceea ce privește modificarea actului constitutiv al Companiei, se aprobă Hotărârea cu următoarele puncte principale:
Conform anunțului emis de Bursa de Valori București se modifică structura acționariatul Companiei prin achiziționarea de către Societatea Dedeman S.R.L. a unui pachet de 0,68% din titluri, ajungând astfel la deținerea unui pachet de 5,56%
În data de 3 octombrie 2017 Compania a semnat cu operatorul de sistem și transport din Bulgaria, Electroenergien Sistemen Operator – ESO – EAD, Acordul Bilateral privind Asigurarea livrării de Energie Transfrontalieră în Regim de Urgență pentru Menținerea Siguranței în Funcționare a Sistemelor Electroenergetice din România și Bulgaria.
AGOA Transelectrica a aprobat prin Hotărârea nr. 11 din 16 octombrie 2017 (punctul 1) - dividendul brut pe acțiune la valoarea de 2,33 lei/acțiune, plătibil acționarilor înregistrați la data de înregistrare 1 noiembrie 2017, ex-date 31 octombrie 2017, la solicitarea Statului Român, reprezentat prin Ministerul Economiei, distribuit din profitul nerepartizat la sfârșitul exercițiului financiar 2016 – soldul contului " Alte rezerve – Surse proprii de finanțare constituite din profit" la data de 31.12.2016, constituite în baza OG nr. 64/2001 pentru finanțarea investițiilor din surse proprii, în sumă totală de 171 mil lei. Prin hotararea nr. 11 din 16 octombrie 2017 (punctul 3) – data de 22 noiembrie 2017 ca "data plății" dividendelor
În data de 25 octombrie 2017, a fost realizată trecerea peste graniţa cu Serbia a Liniei Electrice Aeriene 400 kV Reşiţa (România)-Pancevo (Serbia). În perioada 25-28 octombrie 2017 se realizează conexiunea între porţiunea de linie electrică din România (Reşiţa – graniţa RO-SE) şi cea din Serbia (Pancevo – graniţa RO-SE). Aceasta este una dintre etapele finale în realizarea proiectului de interconexiune pe relaţia România-Serbia
Sâmbătă, 21 octombrie 2017, la ora 4.32, a avut loc o avarie în stația electrică 220/110/10 kV Fundeni, generată de deteriorarea unui echipament de înaltă tensiune (reductor de curent de 110 kV), în urma căruia cartierele bucureștene Obor și Fundeni, precum și o parte din localitățile Otopeni, Afumați și Fundeni au rămas nealimentate cu energie electrică pentru un interval de la 3 până la 20 de minute.
Echipele de intervenție ale Transelectrica au acționat în cel mai scurt timp, astfel încât toți consumatorii afectați de incidentul din stația Fundeni au fost realimentați integral până cel târziu la ora 4.52.
Un alt incident a avut loc în data de 1 noiembrie 2017 la ora 16.40, avaria fiind cauzată de defectarea unor elemente din dispozitivul de acţionare al întreruptorului de 220 kV şi din circuitele secundare aferente autotransformatorului, fiind afectate mai multe cartiere din zona de est şi de nord a Capitalei. Defecţiunea a fost remediată în jurul orei 0.00, revenindu-se la schema de alimentare normală.
În data de 25 octombrie 2017, a fost realizată trecerea peste graniţa cu Serbia a Liniei Electrice Aeriene 400 kV Reşiţa (România)-Pancevo (Serbia). În perioada 25-28 octombrie 2017 s-a realizat conexiunea între porţiunea de linie electrică din România (Reşiţa – graniţa RO-SE) şi cea din Serbia (Pancevo – graniţa RO-SE). Aceasta este una dintre etapele finale în realizarea proiectului de interconexiune pe relaţia România-Serbia
În data de 9 noiembrie 2017 prin Hotărârea nr. 14 AGEA Companiei aprobă modificarea Actului Constitutiv.
Inaugurare Staţia Electrică de Transformare 220/110/20 kV Câmpia Turzii
În data de 16 noiembrie 2017, Compania a inaugurat Staţia Electrică de Transformare 220/110/20 kV Câmpia Turzii (judeţul Cluj), retehnologizată cu o investiţie de circa 42 de milioane de lei, din fonduri proprii. Lucrările au fost demarate în anul 2014 şi au constat în retehnologizarea completă a staţiei, incluzând echipamente primare şi secundare, sistemul SCADA, teleconducerea de la Dispecerul Energetic Naţional şi Teritorial, montarea unui autotransformator 220/110 kV şi montarea celui de al doilea transformator 110/20 kV. Staţia retehnologizată a fost pusă în funcţiune la 26 octombrie 2017.
Sfârșitul săptămânii 27.10 – 01.11.2017 Comsia Europeană a făcut publică lista a treia a proiectelor de interes comun (PCI) privind infrastructura energetică, unde se regăsesc șase obiective de investiții majore derulate de Companie, ca operator de transport și de sistem energie electrică din România. Valoarea totală a celor șase investiții este de circa un miliard de lei, ele fiind incluse în clusteree "Black Sea Corridor" și "Mid Continental East Corridor". Toate aceste proiecte contribuie la realizarea inelului național de 400kV, obiectiv inclus in programul de guvernare, care duce la o creștere a siguranței în funcționare a SEN și la realizarea unui regim economic de funcționare a RET. Totodată, este de menționat faptul că Guvernul României și-a manifestat sprijinul față de accelerarea investițiilor Transelectrica prin promovarea unor Hotărâri privind declanșarea procedurilor de expropriere pentru Linia electrică aeriană 400 kV, dublu circuit, Cernavodă-Stâlpu și racord în stația Gura Ialomiței și pentru Linia Electrică Aeriană (LEA) 400 Gutinaş-Smârdan.
Transelectrica a depus cerere de finanțare pentru Linia Electrică Aeriană (LEA) 400kV Cernavodă-Stâlpu
În data de 8 decembrie 2017 Compania a publicat anunțul privind prima etapă de consultare în cadrul proiectului PICASSO (Platform for the International Coordination of Automated Frequency Restoration and Stable System Operation). Consultarea publică cuprinde doua etape, prima etapa încheindu-se la sfarsitul anului 2017, a doua etapă fiind programată să aibă loc la jumatatea anului 2018.
În data de 14 decembrie 2017 prin Hotărârea nr.15 a AGOA se aprobă numirea SC Deloitte Audit în calitate de auditor financiar al Companiei pentru un contract care va avea ca obiect "Servicii de audit financiar pentru perioada 2017 – 2019" pentru o perioadă de prestare de 3 ani (36 de luni).
În data de 20 decembrie 2017 ANRE a emis un proces verbal de constatare și sancționare nr.86370 prin care a amendat Transelectrica, în condițiile art.93 alin.(1) pct.4 din Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr.123/2012, pentru nerespectarea condițiilor de valabilitate asociate licenței nr.161/2000 pentru prestarea serviciului de tansport al energiei electrice, pentru prestarea serviciului de sistem și pentru administrarea pieței de echilibrare, acordata prin Decizia Președintelui ANRE nr.865/22.12.2000.
Compania a achitat amenda și analizează motivația prezentată în cadrul procesului verbal în vederea exercitării dreptului de a contesta în instanță eventualele neregulatități existente în cadrul acestuia.
În data de 16 septembrie 2017, prin ajungere la termen au încetat mandatele membrilor Directoratului Companiei, a urmatoarelor persoane: Corina – Georgeta Popescu, Constantin Văduva, Mircea – Toma Modran și Octavian Lohan.
În temeiul art.64 alin.(1) din OUG 109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice cu modificările și completările ulterioare Consiliul de Supraveghere a desemnat în calitatea de membrii provizorii ai Directoratului urmatoarele persoane:
Mandatul membrilor Directoratului are o durată de 4 luni începând cu data de 17.09.2017, cu posibilitatea prelungirii, pentru motive temeinice, pentru încă 2 luni, dar durata mandatului nu va depăși data finalizării procedurii de selecție a membrilor Directoratului CNTEE Transelectrica SA în condițiile art.64 din OUG 109/2011, dacă procedura se va finaliza în interiorul acestui interval.
Totodată, Consiliul de Supraveghere alege ca Președinte al Directoratului, denumit alternativ Director General Executiv sau Chief Executive Officer – CEO al Societății pe doamna Georgeta – Corina POPESCU.
Membrii Consiliului de Supraveghere sunt numiți de către AGA, cu respectarea prevederilor aplicabile societăților admise la tranzacționare și sunt selectați în conformitate cu prevederile Ordonanței de Urgență a Guvernului nr. 109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice.
Fiecare membru al Consiliului de Supraveghere, trebuie să declare în mod formal, dacă este independent, precum și ori de câte ori intervine o schimbare în statutul său, arătând motivele pentru care se consideră independent.
Astfel, în data de 30 mai 2017, prin Hotărârea AGOA nr.5 s-a aprobat componența membrilor provizorii ai Consiliului de Supraveghere a CNTEE Transelectrica SA pentru un mandat de 4 luni după cum urmează:
În data de 31 mai 2017 membrii Consiliului de Supraveghere au numit în funcţia de Președinte al Consiliului de Supraveghere pe domnul Cristian-Eugen RADU.
În data de 12.09.2017 Directoratul Companiei aprobă completarea convocatorulul AGOA din data de 26/27 septembrie 2017 la propunerea formulată de Ministerul Economiei în calitate de reprezentant legal al Statului Roman, prin adresa 4314/05.09.2017 având ca principale puncte pe ordinea de zi: prelungirea pentru o perioada de două luni a mandatelor membrilor provizorii ai Consiliului de Supraveghere, declanșarea procedurii de selecție a membrilor Consiliului de Supraveghere pentru Companie, modificarea Actului Constitutiv.
În data de 9 noiembrie 2017 prin Hotărârea cu nr.12 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor CNTEE Transelectrica SA s-a aprobat componența membrilor provizorii ai Consiliului de Supraveghere a CNTEE Transelectrica SA pentru un mandat de 4 luni începând cu data de 30 noiembrie 2017, după cum urmează:
Începând cu data de 20 noiembrie 2017, domnul Ștefan-Valeriu IVAN renunță la mandatul încredințat de membru privizoriu al Consiliului de Supraveghere al Transelectrica.
Ca urmare a Hotărârii nr.12 a AGOA din data de 9 noiembrie 2017, Consiliul de Supraveghere a decis în ședința din data de 11 decembrie 2017, prin Deciziile nr.86 și 88/2017 alegerea în funcția de Președinte al Consiliului de Supraveghere a domnului Cristian-Eugen RADU și aprobarea următoarei componențe a comitetelor consultative înființate în cadrul CS :
Comitetul de securitate energetică
Mandatul actualului Consiliu de Supraveghere se desfășoară pe o perioadă de patru luni începând cu data de 30 noiembrie 2017, respectiv până la data de 30 martie 2018.
Hotărârea Adunării generale ordinare a acționarilor
Adunarea generală ordinară a acționarilor CNTEE "Transelectrica" SA întrunită în şedinţa din data de 10 ianuarie 2018, ora 10.00 hotărăște:
revocarea doamnei Beatrice AMBRO din calitatea de membru provizoriu al Consiliului de Supraveghere al CNTEE "Transelectrica" S.A,
numește pe domnul Constantin DUMITRU membru provizoriu al Consiliului de Supraveghere al CNTEE "Transelectrica" S.A. cu o durată a mandatului de pȃnă la 30.03.2018,
-împuterniceşte pe doamna Denisa Voinea, reprezentantul Ministerului Economiei în AGA, în vederea semnării contractului de mandat al domnului Constantin DUMITRU, membru provizoriu al Consiliului de Supraveghere
Potrivit Hotărârii Adunării generale ordinare a acționarilor CNTEE Transelectrica SA din data de 09.01.2018 numirea domnului Constantin DUMITRU în funcția de membru provizoriu al Consiliului de Supraveghere a CNTEE "Transelectrica" SA a devenit efectivă începând cu data de 15 ianuarie 2018
În ședința din data de 15 ianuarie 2018 Consiliul de Supraveghere a decis prelungirea Contractului de mandat a membrilor provizorii ai Directoratului, respectiv până la data de 16 martie 2018.
Consultare publică eferitoare la Cadrul de implementare (Implementation Framework) în ceea ce privește Platforma Europeană pentru procesul de compensare a dezechilibrelor
În conformitate cu Articolul 22, alineatul (1) din Regulamentul (UE) 2017/2195 al Comisiei din 23 noiembrie 2017 de stabilire a unei linii directoare privind echilibrarea sistemului de energie electrică în termen de șase luni de la intrarea în vigoare a respectivului regulament, toți OTS elaborează o propunere privind cadrul de punere în aplicare a unei platforme europene pentru procesul de compensare a dezechilibrelor. Grupa de lucru a finalizat documentul Implementation Framework și a inițiat consultarea publică care a fost lansată pe pagina ENTSO-E în data de 15 ianuarie 2018 ora 12:00 și se va închide în data de 15 martie 2018, ora 12:00.
Având în vedere cele de mai sus, Transelectrica a lansat celor interesați invitația de a participa la această consultare publică citind documentele supuse consultării la adresa de web a Companiei.
Articolul 19 din "Guideline on Electricity Balancing" stabilește termenul de doi ani de la intrarea Codului de Echilibrare în vigoare pentru folosirea la nivel european a rezervelor de înlocuire (Replacement Reserves) într-o piață comună.
Pentru respectarea prevederilor din GL EB, care a intrat în vigoare pe 18 decembrie 2017, la nivel ENTSO-E se află în plină deșfășurare și dezvoltare proiectul pilot TERRE care a fost aprobat de ENTSO-E și declarat proiect inițial.
Obiectivul principal al acestui proiect este de a realiza şi de a opera o platformă capabilă să adune ofertele pentru rezerva de înlocuire (RR) transmise de OTSurile participante și să facă o alocare optimizată a RR necesară acoperirii necesarului de energie de echilibrare ale fiecarui OTS. În proiect sunt implicate 6 OTS-uri cu statut de membru: RTE (Franța), Terna (Italia), REN (Portugalia), RED (Spania), Swissegrid (Elveția), Național Grid (Marea Britanie) și 4 OTS-uri cu statut de observator în prezent: PSE (Polonia), Transelectrica (România), CEPS (Cehia), MAVIR (Ungaria).
Proiectul, la data prezentului raport, a trecut deja prin două etape de consultare publică.
Documentele elaborate pentru cele doua faze de consultare conținând detalii despre proiectul TERRE cât și opiniile și comentariile părților interesate privind acest proiect se găsesc pe pagina ENTSO-E, Transelectrica făcând public linkul unde acestea se pot consulta, împreună cu numirea unui reprezentant al Companiei responsabil cu clarificări suplimentare legate de acest subiect.
În data de 25 ianuarie 2018 Comisia Europeană a aprobat un grant de 27 milioane euro pentru construirea liniei electrice de 400 kV Cernavodă - Stâlpu. Acesta este primul dintre cele şase proiecte de interes comun ale Transelectrica, incluse pe lista revizuită în noiembrie anul trecut, care primeşte finanţare de la Comisia Europeană.
Linia electrică aeriană Cernavodă – Stâlpu va contribui la creșterea capacității de interconexiune dintre România și Bulgaria și la integrarea energiei eoliene din zona Dobrogei.
Transelectrica a atribuit companiei Teletrans prin licitație deschisă un contract pentru servicii de mentenanță a sistemului de contorizare locală la nivelul propriilor stații electrice.
Prin acest contract de mentenanță se va asigura funcționalitatea fără întreruperi a sistemului de contorizare la nivel central și local, astfel încât să poată asigura servicii de furnizare date necesare măsurării energiei electrice în punctele contorizate și îndeplinirea rolului pentru care au fost proiectate.
La data de prezentului raport structura acționariatului este următoarea:
| Denumire acționar | Nr. acțiuni |
|---|---|
| Statul român | 43.020.309 |
| Dedeman SRL | 4.192.363 |
| Alţi acţionari - persoane juridice | 20.689.339 |
| Alţi acţionari - persoane fizice | 5.401.131 |
| Total | 73.303.142 |
La data prezentului raport componența Directoratului este după cum urmează:
| Georgeta-Corina POPESCU | Președinte Directorat |
|---|---|
| Andreea Georgiana FLOREA | Membru Directorat |
| Dan - Valeriu ARDELEAN | Membru Directorat |
| Florin - Cristian TĂTARU | Membru Directorat |
| Mircea - Toma MODRAN | Membru Directorat |
Tarifele aprobate de ANRE (Ordinul nr. 48/2017) sunt prezentate în tabelul de mai jos:
| Index | Tarif | u.m | Tarif aplicat începând cu 01 iulie 2016 |
Tarif aplicat începând cu 01 iulie 2017 |
Diferență % |
|---|---|---|---|---|---|
| A | Transportul energiei electrice |
lei/MWh | 18,70 | 16,86 | -9,8% |
| B | Serviciul funcțional de sistem |
lei/MWh | 1,30 | 1,11 | -14.6% |
| C | Serviciul tehnologic de sistem |
lei/MWh | 11,58 | 9,39 | -18.9% |
| Cantitate tarifată |
TWh | 52,0 | 54,0 | - |
Scăderea tarifului (-9,8%) este explicată, în principal, de doi factori:
1. Corecțiile ex-post negative - corecțiile negative aplicate pentru compensarea diferențelor între valorile prognozate utilizate în calculul tarifului în anii tarifari precedenți și valorile efective înregistrate (corecții finale pentru anul 1 iulie 2015 - 30 iunie 2016, corecții preliminare pentru anul 1 iulie 2016 - 30 iunie 2017).
Contribuția corecțiilor ex-post la scăderea tarifului nou aprobat față de tariful anterior este de -5,6%.
Dintre elementele de calcul care au făcut obiectul corecțiilor ex-post aplicate în calculul noului tarif aprobat, cele mai importante sunt: (i) prețul achiziționării energiei electrice pentru acoperirea consumului propriu tehnologic, (ii) indicele inflației, (iii) utilizarea unei părți din veniturile obținute din alocarea capacității de interconexiune ca sursă complementară tarifului reglementat în scopul acoperirii costurilor reglementate, (iv) creșterea consumului de energie electrică peste nivelul prognozat de ANRE la proiectarea tarifului;
2. Cantitatea de energie electrică tarifabilă la extracția din rețele, a fost majorată de la 52 TWh la 54 TWh. Contribuția modificării cantității tarifabile la scăderea tarifului nou aprobat față de tariful precedent este de - 3,7%.
Pe lângă corecțiile negative menţionate, au existat alți factori care au contribuit la stabilirea valorii tarifului aprobat intrat în vigoare la 01.07.2017 față de valoarea tarifului în vigoare până la 30.06.2017:
Inflația prognozată utilizată în calculul noului tarif aprobat a fost mai mare decat inflația prognozată utilizată în calculul tarifului anterior (indicele inflației utilizat la calcularea noului tarif este superior indicelui inflației utilizat în
calculul tarifului pentru anul tarifar precedent). Contribuția diferenței indicelui de inflație la modificarea tarifului nou aprobat față de tariful aflat anterior este de +0,37%;
Venitul anual de bază calculat ca sumă a costurilor reglementate anuale stabilite pe baza prognozei de costuri pe 5 ani aprobată de ANRE pentru perioada de reglementare 01.07.2014-30.06.2019, este ușor mai mare decat venitul anual de bază corespunzător anului tarifar precedent. Liniarizarea seriei de venituri anuale în cadrul perioadei de reglementare a condus la o redistribuire a veniturilor anuale în cadrul perioadei în condițiile menținerii valorii totale a venitului cumulat pe 5 ani, evoluția veniturilor de la un an la următorul aflându-se sub incidența unei pante negative de descreștere. Contribuția cumulată a celor două elemente prezentate în cadrul prezentului paragraf la modificarea tarifului nou aprobat față de tariful anterior este de -0,92%
Scăderea tarifului (-14,6%) a fost determinată de:
Scăderea tarifului (-18,9%) a fost determinată de:
Corecția ex-post negativă inclusă în noul tarif aprobat, stabilită conform metodologiei aplicabile pentru compensarea parțială (în proporție de 80%) a profitului estimat a se acumula până la 30.06.2017. Profitul a fost obținut în principal pe fondul reducerii semnificative a prețurilor unitare de achiziție prin licitație a serviciilor tehnologice de sistem față de prețurile unitare prognozate de ANRE. În scopul atenuării impactului asupra tarifului reglementat, la solicitarea Transelectrica, a fost stabilit un program de eșalonare a aplicării corecției pe baza căruia în tariful nou aprobat a fost aplicată o cotă de 50% din corecția totală, urmând ca restul de 50% să fie aplicat la revizuirile ulterioare ale tarifului. Contribuția corecției ex-post la scăderea tarifului nou aprobat față de tariful aflat in vigoare este de -4,6%;
Cadrul de reglementare a activității de servicii tehnologice de sistem (Ordinul ANRE nr. 45/2017) conține mecanisme de ajustare a tarifului după o perioadă de minimum șase luni de la aprobarea tarifului, menite să asigure recuperarea integrală în timp a costurilor suportate de Companie cu achiziția acestor servicii.
Transelectrica a solicitat ANRE revizuirea tarifului reglementat pentru servicii tehnologice de sistem de la 01 ianuarie 2018 având în vedere următoarele:
conform programului de iarnă în sectorul energetic aprobat prin HG nr. 760/2017, ce va genera pentru OTS costuri suplimentare neprevăzute la aprobarea tarifului aplicat de la 01 iulie 2017.
Întrucât diferența între veniturile și costurile justificate ale Transelectrica a depășit 5%, ANRE, în conformitate cu prevederilor art. 18 din Ordinul ANRE nr. 45/2017, în baza estimărilor de prețuri pentru achiziția serviciilor tehnologice de sistem în regim concurențial și a ipotezei de creștere a cantității de energie electrică (cu 2% față de cantitatea de energie electrică estimată pentru semestrul II 2017) a stabilit un nou tarif pentru semestrul I 2018 (al doilea semestru al anului tarifar #4) în valoare de 12,06 lei/MWh, care să corecteze discrepanța costuri/venituri ale OTS, în creștere cu 28% față de cel aplicat în semestrul II 2017 de 9,39 lei/MWh.
Cele mai importante litigii în care este implicată Compania sunt prezentate în cele ce urmează:
Pe rolul Tribunalul Mehedinți – Secția a II-a Civilă, de Contencios Administrativ și Fiscal a fost înregistrat dosarul nr. 3616/101/2014, având ca obiect "pretenții" în suma de 1.090,8 mil lei, dosar în care Compania are calitatea de pârâtă, reclamanta fiind Regia Autonomă pentru Activități Nucleare – RAAN.
Suma solicitată la plată reprezintă penalități calculate de RAAN pentru bonusul cuvenit pe schema de sprijin și reținut de la plata de către Companie, în calitatea sa de Administrator al schemei de sprijin care a aplicat prevederile art. 17 alin. 5 din Ordinul președintelui ANRE nr.116/2013.
Împotriva deciziei nr.843/05.11.2015 pronuntatã de Curtea de Apel Craiova – Secția a II-a Civilă în ședința publică din data de 05.11.2015, în dosarul nr. 3616/101/2014, împotriva sentinței nr.127/2014, pronunțatã de Tribunalul Mehedinți – Secția a II-a Civilă, de Contencios Administrativ și Fiscal, în sedința publică din data de 10.10.2014, în dosarul nr. 3616/101/2014, precum și împotriva sentinței nr.1/2015, pronunțatã de Tribunalul Mehedinți – Secția a II-a Civilă, de Contencios Administrativ și Fiscal, în ședința publică din data de 09.01.2015, în dosarul nr. 3616/101/2014, CNTEE Transelectrica SA a formulat recurs prin care a solicitat Instanței ca prin hotărârea ce o va pronunța, să dispună admiterea recursului așa cum a fost formulat, casarea deciziei și sentințelor atacate și trimiterea cauzei instanței competente teritorial în vederea judecării ei, constatarea întrunirii cerințelor art. 1616-1617 Cod Civil, motiv pentru care se solicită să se constate intervenirea compensației de drept a datoriilor reciproce, și stingerea acestora până la concurența sumei celei mai mici dintre ele, în speță suma totală solicitată de reclamantă prin cererea de chemare în judecată, obligarea intimatei - reclamante la plata cheltuielilor făcute cu acest recurs.
Recursul a fost înregistrat pe rolul Înaltei Curți de Casație și Justiție care a decis în procedura de filtrare a recursului urmatoarele: admite în principiu recursul declarat de recurenta-pârâtă CNTEE Transelectrica SA împotriva deciziei nr. 843/2015 din 5 noiembrie 2015 pronunţată de Curtea de Apel Craiova – Secţia a II-a Civilă. Stabileşte termen în vederea soluţionării recursului la data de 21 martie 2017. La data de 21 martie 2017, Înalta Curtă de Casație și Justiție a admis recursul declarat de pârâta Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica SA împotriva deciziei nr. 843/2015 din 5 noiembrie 2015 pronunţată de Curtea de Apel Craiova – Secţia a II-a Civilă, pe care o casează şi trimite cauza spre rejudecare Tribunalului Bucuresti în dosarul nr. 28460/3/2017. Termen de judecată: 05.12.2017.
În dosarul cu numărul 9089/101/2013/a152 Transelectrica SA a fost înscrisă în tabelul debitoarei RAAN cu suma de 11.264,8 mil lei, în categoria creanțelor ce au rezultat din continuarea activității debitorului, suma solicitată de Companie fiind de 89.360,9 mil lei, nefiind inscrisă în tabelul preliminar de creanțe suma de 78.096,2 mil lei, pe motiv că "aceasta nu figurează ca fiind datorată în evidențele contabile ale RAAN." Mai mult decat atât, lichidatorul judiciar a considerat că solicitarea înscrierii în tabel a sumei de 78.096,2 mil lei este tardiv formulată, fiind aferentă perioadei 2011 – 2013, motiv pentru care declarația de creanță trebuia să fie formulate la momentul deschiderii procedurii insolvenței, respectiv în data de 18.09.2013. S-a depus contestație la Tabel. Tribunalul Mehedinți a încuviințat proba cu expertiza contabilă. Termen de judecată 25.01.2017.
Urmare a unui control desfăşurat în anul 2013, Curtea de Conturi a dispus anumite măsuri de implementat de către Companie ca rezultat al unor deficienţe constatate cu ocazia acestui control. Decizia şi încheierea emise de către Curtea de Conturi au fost atacate la Curtea de Apel Bucureşti, fiind format dosarul nr.1658/2/2014.
În ședința din data de 20.01.2016, instanța de judecată a amânat cauza pentru ca expertul contabil desemnat să-şi exprime punctul de vedere cu privire la obiecţiunile pârâtei la raportul de expertiză efectuat în cauză şi pentru ca expertul tehnic să efectueze lucrarea de expertiză.
În data de 29.06.2016 instanța de judecată a amânat cauza pentru a se finaliza raportul de expertiza tehnică.
La termenul din 08.02.2017 s-au comunicat obiecţiunile la raportul expertului.
La termenul de judecata din data de 22.03.2017 s-a amânat cauza pentru ca expertul tehnic să răspundă la obiecţiunile formulate la raportul de expertiză tehnică (partea a II-a) întocmit în cauză.
La termenul de judecată din data de 24.05.2017 s-a constatat lipsa răspunsului expertului tehnic la obiecțiunile formulate la raportul de expertiză tehnică (partea a II-a) întocmit în cauză.
Termen de pronunțare: 21.02.2018
CNTEE Transelectrica SA a formulat un număr de 8 contestații împotriva măsurilor dispuse de către Curtea de Conturi a României (CCR) prin Decizia nr. 8/27.06.2017, solicitând anularea acestora, precum și a Încheierii nr. 77/03.08.2017, înregistrată la registratura Societății sub nr. 29117/08.08.2017, respectiv a Raportului de control nr.19211/26.05.2017, după cum urmează:
Dosarul nr.6578/2/2017 vizează anularea constatărilor de la punctul 9 precum și a măsurii dispuse la punctul II.11;
Dosarul nr.6577/2/2017 vizează anularea constatărilor de la punctul 13 precum și a măsurii dispuse la punctul II.13;
Dosarul nr.6576/2/2017 vizează anularea constatărilor de la punctele 7.1, 7.2. și 8 precum și a măsurii dispuse la punctul II.10;
Dosarul nr.6574/2/2017 vizează anularea constatărilor de la punctul 5.2 precum și a măsurii dispuse la punctul II.8;
Dosarul nr.6581/2/2017 vizează anularea constatărilor de la punctul 6 precum și a măsurii dispuse la punctul II.9;
Dosarul nr.6580/2/2017 vizează anularea constatărilor de la punctul 10 precum și a măsurii dispuse la punctul II.12;
Dosarul nr.6582/2/2017 vizează anularea constatărilor de la punctul 11 precum și a măsurii dispuse la punctul I.5
Dosarul nr.6583/2/2017 vizează anularea constatărilor de la punctul 5.1 precum și a măsurii dispuse la punctul II.7
Nota: litigiile sunt înregistrate pe rolul Curții de Apel București și se află în diferite stadii de soluționare.
ANRE
CNTEE Transelectrica SA a formulat o plângere împotriva Ordinului preşedintelui ANRE nr. 51 / 26.06.2014 înregistrată la ANRE sub nr.47714 / 04.08.2014 şi o contestaţie la Curtea de Apel Bucureşti, care face obiectul dosarului nr. 4921/2/2014, prin care solicită fie modificarea Ordinului mai sus indicat, fie emiterea unui nou ordin, în care să se efectueze recalcularea valorii RRR la nivelul de 9,87% (recalculat cu un coeficient (β) de 1,0359, conform analizelor interne Transelectrica) sau, în măsura în care va fi respinsă această cerere, folosind acelaşi procent de 8,52% stabilit de ANRE pentru anul 2013 şi semestrul I 2014.
În data de 26.06.2014, a fost emis Ordinul ANRE nr. 51, publicat în Monitorul Oficial nr. 474/27.06.2014, privind aprobarea tarifului mediu pentru serviciul de transport, a tarifului pentru serviciul de sistem şi a tarifelor zonale aferente serviciului de transport, practicate de Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" – SA şi de abrogare a anexei nr. 1 la Ordinul preşedintelui ANRE nr. 96 / 2013 privind aprobarea tarifului mediu pentru serviciul de transport, a tarifului pentru serviciul de sistem, a tarifelor zonale aferente serviciului de transport şi a tarifelor pentru energia electrică reactivă, practicate de operatorii economici din cadrul sectorului energiei electrice.
Valorile luate în calculul ratei reglementate a rentabilităţii (RRR1 ) de către ANRE conform Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice aprobată prin Ordinul ANRE nr. 53/ 2013 ("Metodologie"), au determinat o valoare a RRR de 7,7%.
CNTEE Transelectrica SA consideră că aplicarea prevederilor art. 51 din Metodologie prin stabilirea parametrului Beta (β) la valoarea de 0,432 va determina prejudicierea financiară a societăţii prin scăderea rentabilităţii cu o valoare estimată de 138,4 mil lei3 , având un impact semnificativ asupra intereselor financiare ale societăţii.
La termenul din 09.02.2016, instanța de judecată a admis proba cu expertiza contabilă - specialitatea investiţii financiare şi alte entităţi de valori mobiliare, a prorogat discutarea probei cu expertiza tehnică – specialitatea electro-energetică, după administrarea probei cu expertiza contabilă - specialitatea investiţii financiare şi alte entităţi de valori mobiliare.
La termenele din datele de 25.03.2016, 22.04.2016 și 10.06.2016 si 03.03.2017 instanța a amânat judecarea cauzei în lipsa raportului de expertiză tehnică.
La termenul din data de 28.11.2017 având în vedere solicitarea expertului de acordare a unui ultim termen de judecată, instanța o admite urmând a acorda un termen scurt de judecată. Dispune revenirea cu adresă şi efectuarea unei note telefonice către expert cu aceeaşi menţiune de a se prezenta personal în instanţă la termenul de judecată din data de 12.12.2017, ora 10.30, cu răspunsul solicitat şi a
prezenta dovada imposibilităţii de prezentare de la termenul de judecată pentru a se aprecia asupra necesităţii aplicării unei amenzi judiciare.
La termenul din data de 12.12.2017 amână cauza și fixează un nou termen în data de 30.01.2018
La data de 24.11.2014, Operatorul Pieței de Energie Electrică și Gaze Naturale - OPCOM SA, a chemat în judecată Compania, în vederea obligării acesteia la plata sumei de 582.086,31 euro (2.585,2 mil lei la cursul BNR din data de 24.11.2014), reprezentând sumă achitată de aceasta cu titlu de amendă, din totalul amenzii de 1.031.000 euro, cererea facând obiectul dosarului nr. 40814/3/2014.
Anterior, Adunarea Generală a Acționarilor a Filialei OPCOM SA a hotărât, în ședința din data 10.06.2014, plata integrală a amenzii în sumă de 1.031.000 euro aplicată de către Direcția Generală Concurență – Comisia Europenă pentru încălcarea art.102 din Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene, conform Deciziei în cazul antitrust AT 39984.
De asemenea, OPCOM SA a mai solicitat instanței de judecată obligarea Companiei la plata sumei de 84.867,67 mil lei cu titlu de dobândă legală aferentă perioadei 11.06.2014 – 24.11.2014.
Acțiunea depusă de OPCOM SA, face obiectul dosarului nr. 40814/3/2014, aflat pe rolul Tribunalului București, Secția a VI–a Civilă, având ca obiect pretenții, materia litigiu cu profesioniștii, iar termenul de judecată fixat - 29.06.2015. Compania a depus întampinare la cererea de chemare în judecată în aceasta cauză, invocând excepții și apărări de fond cu privire la netemeinicia și nelegalitatea acțiunii.
În sedința de judecată din data de 24.07.2015, instanța a admis cererea de chemare în judecată formulată de reclamanta Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi Gaze Naturale – OPCOM S.A. în contradictoriu cu pârâta Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica S.A. și a obligat pârâta la plata către reclamantă a sumei de 582.086,31 de euro, reprezentând suma achitată de reclamantă în locul pârâtei din valoarea amenzii de 1.031.000 de euro aplicată prin Decizia Comisiei Europene la data de 05.03.2014 în cazul AT.39984, şi a dobânzii legale, aferente sumei de 582.086,31 de euro, calculată de la data de 11.06.2014 şi până la data plăţii efective. De asemenea, instanța obligă pârâta la plata către reclamantă a sumei de 37.828,08 lei, cu titlu de cheltuieli de judecată, cu drept de apel în termen de 30 zile de la comunicare. Împotriva sentinței nr.
1 RRR- Rata Reglementată de Rentabilitate este întalnită în literatura de specialitate sub denumirea prescurtată de WACC – Weighted Average Cost of Capital – în traducere Costul Mediu Ponderat al Capitalului, formula celor doi indicatori fiind asemănatoare: RRR = WACC = CCP + Kp/(1 – T) + CCI x Ki
2 Valoare ce a determinat scăderea RRR la 7,7 % 3 Valoare calculată comparativ cu o RRR de 8,52%
4275/2015, pronunțată în dosarul sus-menționat, Transelectrica SA a formulat apel, care a fost înregistrat pe rolul Curții de Apel București.
Soluţia Curţii de Apel: admite apelul, schimbă în tot sentinţa civilă apelată în sensul că respinge ca neîntemeiată cererea de chemare în judecată. Obligă intimata-reclamantă la plata cheltuielilor de judecată către apelanta-pârată în sumă de 0,016 mil lei, reprezentând taxa judiciară de timbru. Recursul este în 30 de zile de la comunicare și a fost pronunțat în ședința publică din data de 10.10.2016. Document: Hotarâre 1517/2016 10.10.2016.
OPCOM S.A a declarat recurs. Cauza se află în procedură de filtru. Termenul de judecată 13.03.2018.
În data de 30.06.2016 se deschide procedura generală de insolvență pentru întreaga sumă în valoare de 16.112 mil lei.
Temenul este fixat în data de 29.01/2018 pentru continuarea procedurii falimentului, prin valorificarea bunurilor şi recuperarea creanţelor. Lichidatorul judiciar va întocmi şi depune la dosar în fiecare dată de 15 a lunii, pentru luna anterioară, rapoartele lunare de activitate prevăzute de alin. 1 din art. 21 Legea 85/2006. Pentru termenul de verificare, cu 5 zile înaintea termenului, raportul de sinteză la 120 de zile, prevăzut de partea finală a alin. 1 din art. 21 Legea 85/2006.
Obiectul dosarului cu nr. 24552/3/2017 este "ordonanțare de plată – pretenții", valoarea litigiului fiind de 31 mil lei.
La termenul din 07.11.2017 dupa deliberare Tribunalul Bucuresti a pronuntat urmatoarea solutie pe scurt:
Ordonă debitoarei să plătească în termen de 20 de zile de la comunicarea prezentei hotărâri suma de 2.237.750,83 euro (echivalentul sumei de 9.948.592,64 lei la cursul de 4,4458 euro) reprezentând avans nerestituit si garantat prin scrisoarea de garantie pentru plata avansului nr. BR-1500544/18.11.2015;
Ordonă debitoarei să plătească în termen de 20 de zile de la comunicarea prezentei hotărâri suma de 4.821.022,53 euro (echivalentul sumei de 21.233.265,32 lei la cursul de 4,4041 lei/euro), reprezentând avans nerestituit si garantat prin scrisoare de garantie pentru plata avansului nr. BR-1500520/29.07.2015;
Ordonă debitoarei să plătească în termen de 20 de zile de la comunicarea prezentei hotărâri suma de 200 lei cu titlu de cheltuieli de judecată. Cu drept de cerere în anulare în termen de 10 zile de la comunicare. Document: Hotarâre 4067/2017 - 07.11.2017.
Pana la data intocmirii prezentelor situatii financiare, Hotarârea 4067/2017 - 07.11.2017 nu a fost redactata si comunicata pentru a fi pusa in executare.
Dosarul nr. 47332/3/2017 aflat pe rolul Tribunalului București - Secția a VI-a Civilă, prin care Societatea FF Wind Energy Internațional SRL solicită în contradictoriu cu CNTEE Transelectrica SA:
anularea declarației unilaterale de reziliere a contractului de racordare la RET nr. 85/14.03.2011 emisă la data de 02.03.2016 sub numărul 8295,
obligarea Companiei la plata sumei de 33mil lei, prejudiciu ca urmare a rezilierii contractului și la plata sumei de 45.000.000 euro, reprezentând cuantumul devalorizării Societatii FF Wind Energy Internațional SRL prin impiedicarea realizării scopului acesteia.
Stadiu dosar: în procedură preliminară de comunicare acțiune și formulare întampinare.
Compania este implicată în litigii semnificative, în special pentru recuperarea creanțelor (de ex. Petprod SRL, Total Electric Oltenia SA, Arcelormittal Galați SA, Regia Autonomă de Activități Nucleare, Romenergy Industry SRL, Energy Holding SRL, UGM Energy Trading SRL, Elsaco Energy, Elcomex, SC ICPE Electrocond SA, CET SA Iași, CET Energoterm Reșița SA, SC Electrocentrale Oradea, SC Total Electric Oltenia SA și alții ).
Totodată, Compania este implicată și în litigii, cu foști membri ai Directoratului și Consiliului de Supraveghere, cu privire la contractele de mandat încheiate între Companie și aceștia .
La sediul Transelectrica SA a fost desfaṣurată inspecţia fiscală generală, care a vizat perioada decembrie 2005 – decembrie 2010. Inspecţia fiscală generală a început la data de 14.12.2011 şi s-a încheiat la 26.06.2017, data discuţiei finale cu Transelectrica SA.
ANAF – DGAMC a stabilit obligații fiscale suplimentare de plată de către Companie, respectiv impozit pe profit și TVA, precum și obligații fiscale accesorii (dobânzi/majorări de întârziere și penalități de întarziere) aferente cu privire la serviciile de sistem tehnologice de sistem (STS) facturate de furnizorii de energie, considerate nedeductibile în urma inspecției fiscale.
Potrivit Deciziei de impunere nr. F-MC 439/30.06.2017, în sumă totală de 99 mil lei, ANAF – DGAMC a stabilit obligații fiscale suplimentare de plată de către Companie, în sumă de 35 mil lei, precum și obligații fiscale accesorii (dobânzi/majorări de întarziere și penalități de întârziere), în sumă de 64 mil lei.
În principal, Raportul de inspecție fiscală al ANAF consemnează urmatoarele obligații de plată suplimentare:
Impozit pe profit în sumă de 14 mil lei, precum și accesorii, datorate pentru un număr de facturi neutilizate identificate ca fiind lipsă (acestea au fost distruse în incendiul izbucnit în noaptea de 26-27 iunie 2009, la punctul de lucru din clădirea Millenium Business Center din str. Armand Călinescu nr. 2-4, sector 2, unde Compania își desfășura activitatea), documente cu regim special.
Aceste facturi au făcut obiectul unui litigiu cu ANAF care a emis un raport de inspecție fiscală în data de 20 septembrie 2011 prin care a fost estimată TVA colectată pentru un număr de facturi neutilizate identificate ca fiind lipsă.
Compania a contestat în termenul legal, conform OG nr.92/2003 privind Codul de procedură fiscală,Decizia de impunere nr. F-MC 439/30.06.2017.
Până la data întocmirii prezentului raport, contestația deciziei ANAF nu a fost soluționată.
| [mil RON] | 31 decembrie 2017 |
31 decembrie 2016 | Δ | Δ (%) |
|---|---|---|---|---|
| ACTIVE | ||||
| Active imobilizate | ||||
| Imobilizări corporale | 3.044 | 3.190 | (145) | (5)% |
| Imobilizări necorporale | 16 | 14 | 1 | 8% |
| Imobilizări financiare | 78 | 78 | 0 | 0% |
| Alte active imobilizate | 0 | 10 | (10) | n/a |
| Total active imobilizate | 3.138 | 3.292 | (154) | (5)% |
| Active circulante | ||||
| Stocuri | 33 | 30 | 3 | 9% |
| Creanțe | 812 | 852 | (40) | (5)% |
| Alte active financiare | 0 | 135 | (135) | n/a |
| Numerar și echivalente | 521 | 934 | (413) | (44)% |
| Total active circulante | 1.366 | 1.951 | (585) | (30)% |
| TOTAL ACTIVE | 4.504 | 5.243 | (739) | (14)% |
| CAPITALURI PROPRII ȘI DATORII |
||||
| Capitaluri proprii | ||||
| Capital social ,din care | 733 | 733 | 0 | 0% |
| Capital social subscris | 733 | 733 | 0 | 0% |
| Prima de emisiune | 50 | 50 | 0 | 0% |
| Rezerve legale | 119 | 116 | 3 | 1% |
| Rezerve din reevaluare | 500 | 549 | (49) | (9)% |
| Alte rezerve | 57 | 57 | 0 | 0% |
| Rezultat reportat | 1.241 | 1.602 | (361) | (23)% |
| Total capitaluri proprii | 2.700 | 3.108 | (408) | (13)% |
| Datorii pe temen lung | ||||
| Venituri în avans pe termen lung | 411 | 430 | (19) | (4)% |
| Împrumuturi | 195 | 502 | (307) | (61)% |
| Datorii privind impozitele amânate | 26 | 30 | (4) | (14)% |
| Obligații privind beneficiile angajaților |
43 | 43 | 0 | 0% |
| Total datorii pe termen lung | 675 | 1.005 | (330) | (33)% |
| Datorii curente | ||||
| Datorii comerciale și alte datorii | 700 | 874 | (174) | (20)% |
| Alte impozite și obligații pentru asigurări sociale |
9 | 9 | (0) | 0% |
| Împrumuturi | 317 | 138 | 179 | 129% |
| Provizioane | 62 | 54 | 9 | 16% |
| Venituri în avans pe termen scurt | 41 | 38 | 3 | 7% |
| Impozit pe profit de plată | 0 | 17 | (17) | (100)% |
| Total datorii curente | 1.129 | 1.130 | (1) | 0% |
| Total datorii | 1.804 | 2.135 | (332) | (16)% |
| Total capitaluri proprii și datorii | 4.504 | 5.243 | (739) | (14)% |
| [mil RON] IANUARIE - DECEMBRIE |
|||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Indicator | Realizat 2017 | Realizat 2016 | Bugetat 2017 | Realizat 2017 vs 2016 |
Realizat 2017 vs 2016 (%) |
Realizat vs Bugetat 2017 |
Realizat vs Bugetat 2017 (%) |
| Venituri din exploatare | |||||||
| Venituri din serviciile de transport | 1.055 | 1.146 | 1.097 | (91) | (8)% | (42) | (4)% |
| Venituri din serviciile de sistem | 651 | 716 | 664 | (65) | (9)% | (13) | (2)% |
| Venituri din piața de echilibrare | 1.305 | 814 | 1.272 | 491 | 60% | 33 | 3% |
| Alte venituri | 49 | 47 | 48 | 2 | 4% | 2 | 4% |
| Total venituri din exploatare | 3.060 | 2.723 | 3.081 | 338 | 12% | (21) | (1)% |
| Cheltuieli din exploatare | |||||||
| Cheltuieli privind operarea sistemului | 258 | 231 | 241 | 27 | 12% | 17 | 7% |
| Cheltuieli cu piața de echilibrare | 1.305 | 814 | 1.272 | 491 | 60% | 33 | 3% |
| Cheltuieli privind serviciile de sistem tehnologic | 661 | 561 | 600 | 100 | 18% | 61 | 10% |
| Amortizare | 312 | 323 | 345 | (11) | (3)% | (33) | (10)% |
| Salarii și alte retribuții | 185 | 212 | 195 | (27) | (13)% | (10) | (5)% |
| Reparații și mentenanță | 85 | 88 | 109 | (3) | (3)% | (24) | (22)% |
| Materiale și consumabile | 8 | 8 | 17 | 0 | 0% | (9) | (53)% |
| Alte cheltuieli din exploatare | 179 | 134 | 116 | 45 | 33% | 63 | 54% |
| Total cheltuieli din exploatare | 2.993 | 2.371 | 2.895 | 622 | 26% | 98 | 3% |
| Profit din exploatare | 67 | 352 | 187 | (284) | (81)% | (119) | (64)% |
| Venituri financiare | 19 | 30 | 13 | (11) | (36)% | 6 | 48% |
| Cheltuieli financiare | 40 | 47 | 26 | (7) | (14)% | 15 | 57% |
| Rezultat financiar net | (21) | (17) | (13) | (4) | 26% | (8) | 67% |
| Profit înainte de impozitul pe profit | 46 | 335 | 174 | (289) | (86)% | (128) | (73)% |
| Impozit pe profit | 20 | 63 | 28 | (43) | (68)% | (8) | (28)% |
| Profitul exercițiului | 26 | 272 | 146 | (246) | (90)% | (120) | (82)% |
| [Mil RON] | 2017 | 2016 | Δ |
|---|---|---|---|
| Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare | |||
| Profitul perioadei | 26 | 272 | (246) |
| Ajustări pentru: | |||
| Cheltuiala cu impozitul pe profit | 20 | 62 | (42) |
| Cheltuieli cu amortizarea | 312 | 323 | (12) |
| Cheltuieli nete cu ajustările pentru deprecierea debitorilor diverşi | 31 | 6 | 25 |
| Cheltuieli cu provizioanele din deprecierea creanţelor comerciale | 43 | 25 | 18 |
| Reversarea ajustărilor pentru deprecierea creanţelor comerciale | (11) | (10) | (1) |
| Pierdere din vânzarea de imobilizari corporale,net | 1 | 0 | 1 |
| Cheltuieli nete cu ajustările de valoare privind imobilizările corporale | 2 | 5 | (3) |
| Cheltuieli nete privind provizioanele pentru riscuri şi cheltuieli | 8 | 23 | (15) |
| Cheltuieli financiare privind ajustările pentru pierderea de valoare a imobilizărilor | 0 | 0 | (0) |
| Cheltuieli cu dobânzile, veniturile din dobânzi şi venituri nerealizate din diferenţe de curs valutar | 21 | 17 | 4 |
| Fluxuri de trezorerie înainte de modificările capitalului circulant | 453 | 725 | (271) |
| Modificări in: | |||
| Clienţi şi conturi asimilate - energie şi alte activităţi | 6 | (39) | 45 |
| Clienti - echilibrare | (31) | (100) | 70 |
| Clienti - cogenerare | 12 | (20) | 33 |
| Executare - ANAF | (100) | 0 | (100) |
| Stocuri | (3) | 4 | (7) |
| Datorii comerciale şi alte datorii - energie şi alte activităţi | (155) | (67) | (88) |
| Datorii - echilibrare | (82) | 122 | (204) |
| Datorii - cogenerare | 41 | 7 | 35 |
| Alte impozite şi obligaţii pentru asigurări sociale | 0 | 2 | (2) |
| Venituri in avans | (16) | (27) | 10 |
| Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare | 127 | 606 | (479) |
| Dobânzi plătite | (22) | (25) | 3 |
| Impozit pe profit plătit | (8) | (66) | 58 |
| Numerar net din activitatea de exploatare | 96 | 515 | (419) |
| Fluxuri de trezorerie utilizate în activitatea de investiţii | |||
| Achiziţii de imobilizari corporale si necorporale | (183) | (172) | (11) |
| Încasari avansuri neutilizate | 0 | 30 | (30) |
| Încasari din vânzarea de imobilizari corporale | 0 | 0 | (0) |
| Dobanzi încasate | 6 | 5 | 1 |
| Dividende încasate | 2 | 3 | (1) |
| Alte active financiare | 135 | (65) | 200 |
| Numerar net utilizat in activitatea de investitii | (40) | (199) | 159 |
| Fluxuri de trezorerie din activitatea de finantare | |||
| Rambursări ale împrumuturilor pe termen lung | (134) | (162) | 28 |
| Dividende speciale plătite cf OG 29/2017 | (170) | (170) | |
| Dividende plătite | (166) | (194) | 29 |
| Numerar net utilizat in activitatea de finanţare | (470) | (357) | (113) |
| Diminuarea netă a numerarului si echivalentelor de numerar | (413) | (41) | (372) |
| Numerar si echivalente de numerar la 1 ianuarie | 934 | 974 | (41) |
| Numerar si echivalente de numerar la sfârşitul perioadei | 521 | 934 | (413) |
| Indicatori | Formula de calcul | 2017 | 2016 |
|---|---|---|---|
| Indicatorul lichidităţii curente (x) | Active curente | 1,21 | 1,73 |
| Datorii curente | |||
| Indicatorii gradului de îndatorare (x): | |||
| (1) Indicatorul gradului de îndatorare | Capital împrumutat x 100 | 18,97 | 20,60 |
| Capital propriu | |||
| (2) Indicatorul gradului de îndatorare | Capital împrumutat x 100 | 15,95 | 17,08 |
| Capital angajat | |||
| Viteza de rotaţie clienţi (zile) | Sold mediu clienţi* x 180 | 71,41 | 72,71 |
| Cifra de afaceri | |||
| Viteza de rotaţie active imobilizate (x) | Cifra de afaceri | 0,98 | 0,97 |
| Active imobilizate |
*S-au luat în considerare la calcularea soldului mediu, clienții care au aport în cifra de afaceri (energie, echilibrare, alți clienți, clienți facturi de întocmit). Valorile corespunzătoare clienților incerți, schema de cogenerare și supracompensarea nu au fost incluse în soldul mediu.
Anexa 5 RAPORT (conform HAGEA nr. 4/29.04.2015) privind contractele semnate în trimestrul IV/ 2017 pentru achiziția de bunuri, servicii și lucrări, a căror valoare este mai mare de 500.000 Euro/achiziție (pentru achizițiile de bunuri și lucrări) și respectiv de 100.000 Euro/achiziție (pentru servicii)
| Nr. | Număr | Durata | Valoarea | Tip | Procedura | Iniţiator | |||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Crt. | Contract | Obiectul Contractului | (luni) | Lei | Euro | Contract | Temeiul Legal | de Achizitie | Achiziţie |
| 0 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | C 277/2017 | Retehnologizarea staţiei 220/110/20 KV Ungheni | 40 | 0,00 | 9.168.216,00 | Lucrări | Legea 99/2016 + HG 394/2016 |
Licitație Deschisă |
Executiv |
| 2 | C 264/2017 | Modernizarea staţiilor 110 KV Bacău Sud si Roman Nord aferente axului 400 KV Moldova |
34 | 38.079.648,00 | 0,00 | Lucrări | Legea 99/2016 + HG 394/2017 |
Licitație Deschisă |
Executiv |
| 3 | C 260/2017 | Modernizarea instalaţiilor de 110 si 400(220) KV din staţia Focşani Vest |
29 | 22.748.075,00 | 0,00 | Lucrări | Legea 99/2016 + HG 394/2018 |
Licitație Deschisă |
Executiv |
| 4 | C 209/2017 | Echipare celulă 110 KV Nord si schimbare elemente in celula 110 KV Obor 2 din staţia 220/110/10 KV Fundeni |
12 | 2.504.202,00 | 0,00 | Lucrări | Legea 99/2016 + HG 394/2019 |
Licitație Deschisă |
Executiv |
| 5 | CR 52/2017 | RC - lea 400 KV d.c. Ţânţăreni - Turceni g1+2, g3+4 |
24 | 2.498.000,00 | 0,00 | Lucrări | Legea 99/2016 + HG 394/2019 |
Licitație Deschisă |
ST Craiova |
| 6 | C 198/2017 | Echipamente pentru afişare tip videowall destinate camerelor de comandă aferente centrelor de dispecer dec/det |
42 | 3.717.187,00 | 0,00 | Furnizare | Legea 99/2016 + HG 394/2020 |
Licitație Deschisă |
Executiv |
| 7 | C 263/2017 | Servicii / lucrări strategice în instalaţiile din gestiunea CNTEE "Transelectrica" SA |
36 | 227.419.041,00 | 0,00 | Servicii | Legea 99/2016 + HG 394/2021 |
Licitație Deschisă |
Executiv |
| 8 | C 248/2017 | Software eurostag & syscan: 1 licenţă nouă Eurostag, 1 licenţă nouă syscan, mentenanţă si up-grade (service) pentru 6 licenţe eurostag si 3 licenţe syscan |
36 | 924.692,00 | 0,00 | Servicii | Legea 99/2016 + HG 394/2022 |
Negociere fără invitaţie prealabilă la o procedură concurenţială de ofertare |
Executiv |
| 9 | PT 53/15080/2017 | Servicii de curăţenie si intreţinere a curăţeniei la obiectivele ST Piteşti |
36 | 705.224,00 | 0,00 | Servicii | Legea 99/2016 + HG 394/2023 |
Licitație Deschisă |
ST Piteşti |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 10 | C 233/2017 | Servicii de transport aerian (acord cadru) |
12 | 697.581,00 | 0,00 | Servicii | Legea 99/2016 + HG 394/2024 |
Procedură simplificată |
Executiv |
| 11 | C 210/2017 | Servicii de audit financiar pentru perioada 2017-2019 |
36 | 600.000,00 | 0,00 | Servicii | Legea 99/2016 + HG 394/2025 |
Procedură simplificată |
Executiv |
| 12 | TM 102/2017 | Servicii de curăţenie la sediile ST Timişoara - lot 1 – judetul T imiş |
24 | 468.108,00 | 0,00 | Servicii | Legea 99/2016 + HG 394/2026 |
Licitație Deschisă |
ST Timişoara |
| "ANRE" | Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei Electrice |
|---|---|
| "BAR" | Baza reglementată a activelor |
| "BVB" | Bursa de Valori București, operatorul pieței reglementate pe care sunt tranzacționate Acțiunile |
| "CEE" | Comunitatea Economica Europeana |
| "Companie", "CNTEE", "TEL" | Compania Națională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica SA |
| "CPT" | Consum Propriu Tehnologic |
| "CS" | Consiliul de Supraveghere |
| "DEN" | Dispecerul Energetic Naţional |
| "EBIT" | Profit operațional înainte de dobânzi și impozit pe profit |
| "EBITDA" | Profit operațional înainte de dobânzi, impozit pe profit și amortizare |
| "EBT" | Profit operațional înainte de impozitul pe profit |
| "ENTSO-E" | Rețeaua Europeană a Operatorilor de Transport și de Sistem pentru Energie Electrică |
| "HG" | Hotărâre a Guvernului |
| "IFRS" | Standardele Internaționale de Raportare Financiară |
| "JPY" | Yenul japonez, moneda oficiala a Japoniei |
| "LEA" | Linii electrice aeriene |
| "Leu" sau "Lei" sau "RON" | Moneda oficiala a României |
| "MFP" | Ministerul Finanţelor Publice |
| "MO" | Monitorul Oficial al României |
| "OG" | Ordonanță a Guvernului |
| "OPCOM" | Operatorul Pieței de Energie Electrică din Romania OPCOM SA |
| "OUG" | Ordonanță de Urgenţă a Guvernului |
| "PZU" | Piața pentru Ziua Următoare |
| "RET" | Rețeaua Electrică de Transport, rețea electrică de interes național și strategic cu tensiunea de linie nominală mai mare de 110 kV |
| "SEN" | Sistemul Electroenergetic Național |
| "SMART" | Societatea Comercială pentru Servicii de Mentenanță a Rețelei Electrice de Transport SMART SA |
| "SSF" | Serviciul de sistem funcțional |
| "SST" | Serviciul de sistem tehnologic |
| "TEL" | Indicator bursier pentru Transelectrica |
| "TSR" | Randament total pentru acționari |
| "UE" | Uniunea Europeană |
| "u.m." | Unitate de măsură |
| "USD" sau "dolari US" | Dolarul american, moneda oficiala a Statelor Unite ale Americii |
| "WACC" | Costul Mediu Ponderat al Capitalului |
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.