C.N.T.E.E. Transelectrica

Quarterly Report • Aug 14, 2019

CNTEE TRANSELECTRICA SA

RAPORTUL SEMESTRIAL

Ianuarie – Iunie

2019

RAPORT PRIVIND ACTIVITATEA ECONOMICO – FINANCIARĂ

A CNTEE "TRANSELECTRICA" SA

conform prevederilor art. 65 din legea nr.24/ 2017 privind piața de capital și Regulamentul nr.5/ 2018 emis de Autoritatea de Supraveghere Financiară (ASF)

pentru perioada încheiată la data de 30 iunie 2019

Data raportului:	14 august 2019
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
Valoarea de piațã:	1.539.365.982 lei (21 lei/acţiune la 30.06.2019)
Standardul contabil aplicat:	Standardele internaţionale de raportare financiară
Auditarea:	Situaţiile financiare semestriale ȋntocmite la data de 30.06.2019 nu sunt auditate

DECLARAȚIA PERSOANELOR RESPONSABILE

După cunoştinţele noastre, situațiile financiare interimare separate simplificate la data și pentru perioada de 6 luni încheiată la 30 iunie 2019 au fost întocmite în conformitate cu Standardul Internațional de Contabilitate 34 – "Raportarea Financiară Interimară" și oferă o imagine corectă și conformă cu realitatea 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.

București, 14 august 2019

Marius-Dănuț	Claudia-Gina	Alina-Elena	Andreea Georgiana	Adrian
CARAȘOL	ANASTASE	TEODORU	FLOREA	SAVU
Președinte	Membru	Membru	Membru	Membru
Directorat	Directorat	Directorat	Directorat	Directorat

CIFRE CHEIE

	FINANCIAR				OPERAȚIONAL
1.184	mil lei	▼	-4% y/y	Venituri	2,38%	*	▼	-0,37 y/y	pp	CPT
182	mil lei	▼	-31%	EBITDA	21,05	TWh	▼	-4%		Energie transportată***
			y/y					y/y
30	mil lei	▼	-69% y/y	Profit net
27,92	TWh	▼	-0,1% y/y	Energie tarifată**
INVESTIȚII
101	mil lei	▲	22% y/y	Achiziţii de imobilizări corporale şi necorporale
18,25	mil lei	▼	-90% y/y	Mijloace fixe înregistrate în evidenţa contabilă

CPT - Consum Propriu Tehnologic

* Ponderea consumului propriu tehnologic în energia electrică preluată de rețeaua electrică de transport (energia transportată)

** Cantitatea tarifată este definită prin cantitatea de energie 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

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.

Date financiare

Sinteza rezultatelor financiare la 30 iunie 2019 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 şi pierdere
[mil RON]	S1 2019	S1 2018	Δ	Δ (%)	An 2018
	1	2	3=1-2	4=1/2	5
Volum tarifat de energie [TWh]	27,92	27,96	(0,04)	(0,1%)	55,78
ACTIVITĂŢI CU PROFIT PERMIS
Venituri operaţionale	609	560	48	9%	1.180
Transport și alte venituri din piaţa de energie	552	505	47	9%	1.070
Servicii de sistem funcţionale	32	33	(0,2)	(1%)	64
Alte venituri	24	22	2	9%	46
Costuri operaţionale	369	330	39	12%	740
Cheltuieli privind operarea sistemului	180	150	30	20%	309
Reparaţii şi mentenanţă	44	38	7	18%	91
Cheltuieli cu personalul	103	89	14	16%	189
Alte costuri	42	54	(11)	(21%)	152
EBITDA	239	230	9	4%	440
Amortizare	142	151	(9)	(6%)	298
EBIT	97	79	18	23%	142
ACTIVITĂŢI ZERO PROFIT
Venituri operaţionale	575	673	(98)	(15%)	1.541
Servicii de sistem tehnologic	295	342	(47)	(14%)	637
Piaţa de echilibrare	280	331	(51)	(15%)	904
Costuri operaţionale	633	640	(7)	(1%)	1.582
Servicii de sistem tehnologice	353	309	44	14%	678
Piaţa de echilibrare	280	331	(51)	(15%)	904
EBIT	(58)	33	(91)	(275%)	(40)
TOATE ACTIVITĂŢILE (CU PROFIT PERMIS ŞI ZERO
PROFIT)
Venituri operaţionale	1.184	1.233	(49)	(4%)	2.722
Costuri operaţionale	1.002	970	32	3%	2.322
EBITDA	182	263	(81)	(31%)	400
Amortizare	142	151	(9)	(6%)	298
EBIT	40	112	(72)	(65%)	101
Rezultat financiar	(4)	(5)	1	15%	(8)
EBT	35	107	(71)	(67%)	93
Impozit pe profit	5	9	(4)	(43%)	12
Profit net	30	98	(68)	(69%)	81

Situaţia separată a poziţiei financiare
[mil RON]	S1 2019	An 2018	Δ	Δ (%)
	1	2	3=1-2	4=1/2
Active imobilizate
Imobilizări corporale	2.944	2.988	(45)	(1%)
Imobilizări necorporale	33	23	10	45%
Imobilizări financiare	80	80	0	0
Total active imobilizate	3.057	3.091	(34)	(1%)
Active circulante
Stocuri	39	35	5	14%
Creanţe	823	1.064	(241)	(23%)
Alte active financiare	50	-	50	n/a
Numerar şi echivalente	297	482	(186)	(38%)
Total active circulante	1.209	1.581	(372)	(24%)
Total active	4.266	4.672	(406)	(9%)
Capitaluri proprii	2.841	2.809	32	1%
Datorii pe termen lung
Împrumuturi pe termen lung	135	144	(9)	(6%)
Alte datorii pe termen lung	483	520	(36)	(7%)
Total datorii pe termen lung	618	664	(45)	(7%)
Datorii curente
Împrumuturi pe termen scurt	187	53	134	252%
Alte datorii pe termen scurt	620	1.146	(526)	(46%)
Total datorii curente	807	1.199	(392)	(33%)
Total datorii	1.425	1.863	(438)	(24%)
Capitaluri proprii şi datorii	4.266	4.672	(406)	(9%)

Situaţia separată a fluxurilor de trezorerie
[mil RON]	S1 2019	S1 2018	Δ	Δ (%)
Fluxuri de trezorerie înainte de modificările capitalului circulant	146	262	(116)	(44%)
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare	(83)	296	(379)	n/a
Numerar net generat din activitatea de exploatare	(93)	280	(373)	n/a
Numerar net utilizat în activitatea de investiţii	(149)	(196)	47	24%
Numerar net utilizat în activitatea de finanţare	56	(60)	116	n/a
Diminuarea netă a numerarului şi echivalentelor de numerar	(186)	25	(210)	n/a
Numerar şi echivalente de numerar la 1 ianuarie	482	521	(39)	(7%)
Numerar şi echivalente de numerar la sfârşitul perioadei	297	546	(249)	(46%)

REZULTATE OPERAȚIONALE

Volumul de energie tarifat

În intervalul ianuarie – iunie 2019, cantitatea totală de energie electrică tarifată pentru serviciile prestate pe piaţa de energie electrică (27,92 TWh) a înregistrat o ușoară scădere de 0,1% comparativ cu aceeași perioadă a anului 2018 (diferența între cele două perioade fiind de -0,04 TWh).

Venituri operaționale

Veniturile totale operaționale realizate în semestrul I 2019 au înregistrat o scădere de 4% comparativ cu perioada similară a anului anterior (1.184 mil lei în S1 2019 față de 1.233 mil lei în S1 2018), determinată în principal de veniturile operaţionale aferente activităţii zero profit (servicii tehnologice şi piaţa de echilibrare).

Segmentul activităților cu profit permis a înregistrat o ușoară creștere a veniturilor în procent de 9% (609 mil lei în S1 2019 față de 560 mil lei în S1 2018), determinată de creșterea tarifului valabil de la data de 01 iulie 2018 (în vigoare la data raportului conform ordin ANRE nr.108/2018).

În semestrul I 2019 veniturile din alocarea capacității de interconexiune au înregistrat o creștere față de semestrul I 2018, în sumă de 12,3 mil lei, 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 capacitatea 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.

Veniturile din tranzacţionarea energiei pentru CPT au fost obţinute în principal din vânzarea energiei în excedent pe Piaţa Intrazilnică administrată de OPCOM şi în cadrul PRE CIGA Energy, pe Piaţa de Echilibrare.

Veniturile din tranzacții CPT au fost mai mari în semestrul I 2019 comparativ cu semestrul I 2018 cu suma de 2,8 mil lei, datorită faptului că dezechilibrele Transelectrica au fost în sens contrar dezechilibrelor PRE CIGA ENERGY şi astfel vânzarea energiei excedentare în cadrul PRE a fost mai avantajoasă decât vânzarea pe Piaţa de Echilibrare.

* Tarif transport, servicii de sistem funcționale şi schimburi neplanificate, energie reactivă, ITC, tranzacţii CPT

Veniturile din activitățile zero-profit au înregistrat o scădere de 15% (575 mil lei în S1 2019 față de 673 mil lei în S1 2018) determinată în principal de scăderea veniturilor din serviciile de sistem tehnologice cu 14% dar și a celor de pe piața de echilibrare cu 15%. comparativ cu semestrul I 2018; 30

În semestrul I 2019, veniturile din serviciile de sistem tehnologice au înregistrat o scădere comparativ cu semestrul I 2018 cu suma de 46,9 mil lei, determinată de diminuarea tarifului reglementat.

Veniturile pe piața de echilibrare s-au diminuat cu 50,9 mil lei comparativ cu aceeași perioada a anului precedent urmare a:

• scăderii dezechilibrului negativ înregistrat la nivelul furnizorilor de energie electrică pe piața de echilibrare în urma realizării unei mai bune echilibrări a acestora în semestrul I 2019

• modului de realizare a contractării pe piețele anterioare pieței de echilibrare și participarea redusă pe piața zilei următoare și pe piața intrazilnică de energie electrică a producătorilor de energie electrică;

• evoluția hidraulicității;
• gradul mare de impredictibilitate și volatilitate al producției din surse regenerabile (în special eoliană);
• evoluția prețului mediu de deficit înregistrat pe piața de echilibrare;
• evoluția cererii de energie electrică în condițiile unei ierni mai blânde decât în anul 2018.

Cheltuieli operaționale

Cheltuielile totale operaţionale (inclusiv amortizarea) realizate în semestrul I 2019 au înregistrat o creștere cu 2% comparativ cu perioada similară a anului anterior (1.144 mil lei față de 1.121 mil lei în semestrul I 2018), în principal în urma evoluţiilor din segmentul activităţilor profit permis.

Pe segmentul activităților cu profit permis, cheltuielile (inclusiv amortizarea) au înregistrat o creștere de 6% (511 mil lei în S1 2019 față de 481 mil lei în S1 2018).

CPT: În semestrul I 2019 cheltuielile privind consumul propriu tehnologic au fost mai mari cu suma de 23,6 mil lei comparativ cu semestul I 2018, datorită majorării prețului mediu de achiziție al energiei electrice necesare acoperirii CPT în RET.

Aceste cheltuieli reprezintă cheltuieli cu achiziția de energie electrică 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) pentru acoperirea consumului propriu tehnologic (CPT) în RET.

Diferenţele dintre cantităţile orare realizate efectiv și cele achiziționate după tranzacţionarea pe PCCB, PZU și PI se compensează pe Piaţa de Echilibrare (PE) în ziua de funcționare.

Începând cu data de 18.01.2018 a intrat în vigoare Contractul de "Achiziţie de energie electrică pentru acoperirea dezechilibrelor de la cantităţile notificate aferente pierderilor tehnologice de energie electrică în reţelele electrice de transport prin transferul responsabilităţii echilibrării", nr. C380/06.10.2014, încheiat între CNTEE Transelectrica SA şi CIGA ENERGY SA, prin care s-au redus preţurile de achiziţie a energiei de pe piaţa de echilibrare.

* Valori preliminare, prețul mediu a fost calculat la valoarea netă (achiziții-vânzări) și nu ia în considerare serviciile PRE

Din analiza evoluţiei preţului mediu aferente contractelor la termen în perioada 2018 – 2019 se observă o tendinţă clar crescătoare, cu pantă pozitivă, fără oscilaţii, a preţului înregistrat din 2018. Ȋn plus, ofertele de vânzare energie pe PCCB au fost mult mai reduse cantitativ faţă de ofertele de cumpărare existente, ceea ce face ca cererea să depăşească net oferta şi preţul de închidere al licitaţiilor să fie mai ridicat.

Pentru luna ianuarie 2019 s-au înregistrat cheltuieli cu CPT mai mari având în vedere că preţul mediu al contractelor încheiate pe PCCB cu livrare în luna ianuarie 2019 a fost de 287,44 lei, cu 36% mai mare decât preţul din luna ianuarie a anului 2018. Această tendinţă a preţului a fost justificată prin creşterea preţului certificatelor pentru emisiile de gaze cu efect de seră (ETS), cu 120% de la începutul anului 2018. De la data de 1 ianuarie 2019 a intrat în vigoare "Rezerva pentru stabilitatea pieţei" (MSR), care impune un număr limită de certificate pentru emisiile de gaze cu efect de seră. Această măsură a afectat în principal centralele producătoare de energie pe bază de cărbune, care în multe cazuri stabilesc preţul marginal al pieţei.

Acest lucru s-a reflectat în preţul mediu al contractelor încheiate pe această piaţă cu livrare în semestrul I 2019, care a fost de 278 lei, cu 32% mai mare decât preţul din semestrul I al anului 2018.

La nivel european, preţurile sunt afectate de separarea zonei de licitaţie Germania – Austria în două zone distincte, începând cu 1 octombrie 2018. Preţul mediu de achiziţie a energiei electrice de pe PZU este mai mare în semestrul I al anului 2019 decât în perioada similară a anului trecut, pe fondul unei cereri care depăşeşte oferta de energie la nivel european.

Ȋn luna ianuarie 2019, România a fost predominant importatoare de energie electrică, în condiţiile indisponibilităţii unor centralele electrice de producere, ceea ce a condus la o creştere semnificativă a preţurilor pe Piaţa pentru Ziua Următoare (PZU). Astfel, în luna ianuarie 2019 s-a înregistrat un preţ mediu pe PZU de peste două ori mai mare decât preţul înregistrat în luna ianuarie 2018.

Pentru lunile următoare tendința a fost de scădere a preţului mediu al energiei achiziţionate pe PZU și de pe piaţa contractelor bilaterale faţă de preţul din luna ianuarie 2019 Cu toate acestea, din cauza celorlalţi factori care influenţează achiziţia de energie, costurile cu CPT au rămas mai mari decât cele din perioada similară a anului 2018.

Diferenţa dintre energia electrică efectiv consumată pentru acoperirea CPT şi energia achiziţionată reprezintă dezechilibre care sunt acoperite automat de Piaţa de Echilibrare.

Ȋn anul 2018 s-au eliminat plafoanele care limitau preţul minim şi preţul maxim al energiei de deficit, ceea ce a condus la o creştere semnificativă a preţului mediu pentru achiziţia energiei de deficit.

Astfel luând în considerare prețul mediu total de achiziție pe toate pieţele reiese un preţ mediu de 279 lei/MWh în S1 2019, comparativ cu prețul mediu de achiziție de 198 lei/MWh, în S1 2018.

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 semestrul I al anului curent s-au înregistrat cheltuieli cu congestiile în sumă de 1,7 mil lei, determinate de asigurarea criteriului de siguranță N–1, în condițiile indisponibilității LEA 220 kV Fântânele – Gheorgheni, ca urmare a condițiilor meteorologice defavorabile și de asigurarea criteriului de siguranță N–1 în secțiunea 4, în condițiile retragerii programate din exploatare a LEA 400 kV Iernut – Sibiu Sud.

Cheltuieli privind consumul de energia electrică în stațiile RET: au înregistrat o creștere de 1,7 mil lei în semestrul I 2019 comparativ cu semestrul I 2018, determinată de evoluția crescătoare a prețurilor la energia electrică și, în special, de prețurile ferme mai mari față de anul trecut cu care au fost încheiate contractele pe piața concurențială de furnizare energie electrică pentru anul 2019.

Serviciile de sistem funcţionale: Cheltuielile aferente au înregistrat o creştere cu 12,7 mil lei în S1 2019 comparativ cu S1 2018 determinată, în principal, de creşterea cheltuielilor pe piaţa de echilibrare şi pe piaţa zilei următoare privind schimburile neplanificate de energie electrică cu ţările vecine interconectate la SEN.

Cheltuieli cu Inter TSO Compensation (ITC):

Obligațiile lunare de plată/drepturile de încasare pentru fiecare operator de transport și de sistem (TSO) se stabilesc în cadrul mecanismului de compensare/decontare a efectelor utilizării rețelei electrice de transport (RET) pentru tranzite de energie electrică între TSO-urile din cele 35 de țări care au aderat la acest mecanism din cadrul ENTSO-E.

În primul semestru al anului curent aceste cheltuieli au fost mai mici cu 4,3 mil lei față de perioada similară a anului anterior, datorită regularizării estimărilor de cheltuieli.

Segmentul activităților zero-profit a înregistrat o scădere a costurilor cu 1% (633 mil lei față de 640 mil lei în S1 2018), determinată în principal de scăderea cheltuielilor pe piața de echilibrare.

Serviciile de sistem tehnologice sunt achiziționate de Companie de la producători în scopul asigurării menținerii nivelului de siguranță în functionare a SEN și a calității energiei electrice transportată la parametrii ceruți de normele tehnice în vigoare.

Contractarea acestor servicii se realizează:

• în regim reglementat, în baza Hotărârilor de Guvern și a Deciziilor Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE);

• prin mecanisme concurențiale.

Cheltuielile privind serviciile de sistem tehnologice au înregistrat o creștere în semestrul I 2019 comparativ cu semestrul I 2018, în sumă de 43,7 mil lei determinată, în principal de creșterea prețurilor de achiziție a serviciilor de sistem tehnologice pe piața concurențială, pentru rezerva secundară și rezerva terțiară rapidă, comparativ cu prețurile de achiziție din perioada similară a anului anterior:

• de la preţul mediu de 66,16 lei/hMW achiziţie RS (rezervă secundară) în T1 2018 la 80 lei/hMW în T1 2019, respectiv 69,75 lei/hMW în T2 2018 la 80,27 lei/hMW în T2 2019,

-de la preţul mediu de 37,87 lei/hMW achiziţie RTR (rezervă terţiară rapidă) în T1 2018 la 51,31 lei/hMW în T1 2019, respectiv 38,19 lei/hMW în T2 2018 la 47,09 lei/hMW în T2 2019.

O influență importantă în creșterea costului de achiziție a STS pe piața concurențială a fost determinată și de nivelul foarte ridicat de concentrare a pieței serviciilor de sistem tehnologice pentru rezerva secundară și rezerva terțiară rapidă în perioada analizată, precum și de prețurile mai mari înregistrate pe piața de energie electrică în trimestrul I 2019.

În perioada raportată, Compania a achiziționat servicii de sistem tehnologice în regim reglementat conform deciziilor ANRE și reglementărilor legale în vigoare.

Compania refacturează valoarea serviciilor de sistem tehnologice achiziționate de la producători către furnizorii de energie electrică licentiați de ANRE, care beneficiază în final de aceste servicii.

Pentru perioada următoare se estimează o menținere a tendinței de evoluție a costurilor cu achiziția serviciilor de sistem în concordanță cu realizările din primul semestru al anului 2019.

Rezultat operațional

Activitățile cu profit permis au înregistrat un rezultat pozitiv de 97 mil lei în S1 2019 faţă de 79 mil lei în S1 2018, pe fondul creşterii veniturilor în principal datorită tarifului mediu de transport reglementat, ce a depășit creșterea cheltuielilor totale (inclusiv amortizarea) în perioadele analizate.

EBIT generat de activitățile zero-profit a înregistrat un rezultat negativ de 58 mil lei față de profitul de 33 mil lei înregistrat în aceeași perioadă a anului trecut.

Astfel în semestrul I 2019, veniturile din serviciile de sistem tehnologice au fost mai mici cu suma de 57 mil lei comparativ cu cheltuielile privind achiziția serviciilor de sistem tehnologice realizate. Pierderea a fost cauzată de diminuarea tarifului reglementat cât și de majorarea cheltuielilor privind serviciile de sistem tehnologice, în condițiile creșterii prețului de achiziție a RS (rezervă secundară) și RTL (rezervă terțiară lentă) de pe piața concurențială.

Această sumă diminuează profitul brut al Companiei înregistrat la data de 30 iunie 2019.

În condițiile în care cantitățile de energie electrică la care se aplică tarife pentru STS și SSF, vor fi cele estimate pentru S2 2019, se pot înregistra creșteri de venituri pentru această perioadă în conformitate cu noile tarife stabilite prin Ordinul ANRE nr. 81/2019 (13,05 lei/MWh pentru STS, respectiv 1,84 lei/MWh pentru SSF).

Rezultat brut (EBT)

Profitul brut a înregistrat o scădere de 67%, de la 107 mil lei în S1 2018 la 35 mil lei în S1 2019.

Dinamica între profitul înregistrat în S1 2018 comparativ cu S1 2019, descompusă pe componentele constitutive ale profitului, este prezentată în graficul următor:

Rezultat Financiar

Rezultatul financiar net înregistrat în semestrul I 2019 a fost negativ în valoare de 4 mil lei. Acesta este influențat în principal, de evoluția cursului de schimb valutar al monedei naționale în raport cu monedele străine în care Compania are contractate împrumuturi bancare pentru finanțarea programelor de investiții.

Evoluţia cursului de schimb leu/euro şi leu/usd în semestrul I 2019 este redată în graficul următor.

Evoluția cursului de schimb valutar

Rezultat net

Profitul net a înregistrat o scădere, ajungând la 30 mil lei în S1 2019, față de 98 mil lei în S1 2018.

POZIȚIA FINANCIARĂ

Active imobilizate

Activele imobilizate au înregistrat o scădere de aproximativ 1% în semestrul I 2019 pe fondul descreșterii imobilizărilor corporale determinată de înregistrarea amortizării.

Imobilizările necorporale au crescut în S1 2019 în principal datorită recunoaşterii dreptului de utilizare a spaţiilor închiriate de Companie în clădirea de birouri Platinum.

Active circulante

Activele circulante au înregistrat o diminuare de 24% la 30 iunie 2019 (1.209 mil lei) comparativ cu valoarea înregistrată la 31 decembrie 2018 (1.581 mil lei), determinată în principal de scăderea creanțelor.

Creanțele comerciale înregistrează o diminuare în procent de 23% (823 mil lei în semestrul I 2019 de la 1.064 mil lei la sfârșitul anului 2018), în principal datorită diminuării:

• Creanțelor aflate în sold la data de 30 iunie 2019, în sumă de 146,9 mil lei, aferente pieței de echilibrare care au înregistrat o scădere valorică față de 31 decembrie 2018 (400,6 mil lei), urmare a diminuării tranzacțiilor pe această piață.
• Clienților în sold din activitatea operațională care la data de 30 iunie 2019, înregistrează o scădere față de 31 decembrie 2018 determinată în principal de scăderea cantității de energie electrică livrată consumatorilor în lunile mai și iunie 2019 față de lunile noiembrie și decembrie 2018.

Principalii clienți în sold pe piața de energie electrică sunt reprezentați de: RAAN, Electrocentrale București SA, Electrica Furnizare SA, Enel Energie Muntenia SA, E.ON Energie România SA, Enel Energie SA, MET România Energy SA, CEZ Vânzare, MAVIR, Petprod SRL.

Ponderea principalilor clienți pe piața de energie electrică este de circa 51% în total creanțe comerciale.

Creanțe de încasat din schema de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență sunt în proportie de 27% în S1 2019 (31 decembrie 2018 - 19%) din total creanțe comerciale.

Compania desfășoară activitațile aferente schemei de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență, în calitate de administrator al schemei de sprijin, în conformitate cu prevederile HGR nr. 1215/2009, "principalele atribuții fiind de colectare lunară a contribuției pentru cogenerare și plata lunară a bonusurilor".

Clienții din schema de sprijin tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență înregistrează la data de 30 iunie 2019 o creștere determinată, în principal de creșterea valorii contribuției lunare de la 0,0105 lei/kWh (decembrie 2018) la 0,01186 lei/kWh (iunie 2019).

La data de 30 iunie 2019, Compania înregistrează creanțe de încasat în sumă de 206,3 mil lei, reprezentate de facturile emise aferente schemei de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență, din care:

• supracompensare pentru perioada 2011-2013 în sumă de 76,7 mil lei, respectiv de la RAAN – 63,46 mil lei și CET Govora SA – 13,23 mil lei;

• bonus necuvenit pentru 2014 în sumă de 3,91 mil lei, de la RAAN – 1,98 mil lei, și CET Govora – 1,93 mil lei;

• bonus necuvenit pentru 2015 în sumă de 0,56 mil lei, respectiv de la CET Govora – 0,53 mil lei, Interagro – 0,03 mil lei;

• supracompensare pentru 2016 în suma de 56,68 mil lei, respectiv de la Electrocentrale București;

• contribuţie pentru cogenerare neîncasată de la furnizorii consumatorilor de energie electrică în sumă de 21,20 mil lei, respectiv de la: Transenergo Com – 5,88 mil lei, PetProd – 4,39 mil lei, Romenergy Industry – 2,68 mil lei. RAAN – 2,38 mil lei, UGM Energy – 1,81 mil lei, CET Govora – 0,90 mil lei, KDF Energy – 0,88 mil lei și alții.

Pentru stingerea creanţelor generate de supracompensare şi bonus necuvenit, Compania a solicitat producătorilor calificaţi 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 creanţelor şi datoriilor reciproce, Compania a aplicat şi aplică în continuare prevederile art. 17 alin. 5 din Ordinul preşedintelui ANRE nr. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea modului de colectare a contribuţiei pentru cogenerarea de înaltă eficienţă şi de plată a bonusului pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficienţă.

Alte creanțe la data de 30 iunie 2019, în sumă de 217,3 mil lei includ în principal:

debitori diverși (180,5 mil lei), din care:

-poziția netă a schemei de sprijin privind cogenerarea de înaltă eficiență care, la data de 30 iunie 2019, înregistrează poziție de creanță în sumă de 109,1 mil lei (31 decembrie 2018 poziție de datorie în sumă de 23,80 mil lei);

• penalități de întârziere la plată calculate clienților rău

platnici, în sumă de 62,7 mil lei (din care suma de 26,01 mil lei reprezintă penalități aferente schemei de sprijin). Cele mai mari penalități de întârziere la plată au fost înregistrate de clienții: RAAN (16,90 mil lei), CET Govora (9,61 mil lei), Eco Energy SRL (8,91 mil lei), Petprod SRL (8,89 mil lei), Total Electric Oltenia (3,29 mil lei), Enol Grup (2,54 mil lei), Also Energ (2,12 mil lei). Pentru penalitățile calculate pentru plata cu întârziere a creanțelor din activitatea operațională au fost înregistrate ajustări de depreciere;

• cheltuieli înregistrate în avans în sumă de 28,8 mil lei reprezentate în principal de contribuția de 2% din cifra de afaceri (OUG nr. 114/2018) datorată către ANRE pentru perioada aprilie-decembrie 2019 (17,7 mil lei) și care urmează a se suporta eșalonat pe cheltuielile de exploatare ale anului 2019, de avansurile la contractele încheiate cu furnizorii de energie electrică necesară acoperirii consumului propriu tehnologic pentru perioadele viitoare (6,7 mil lei), de cotizațiile la organismele naționale și internaționale (2,3 mil lei) care urmează a se suporta eșalonat pe cheltuielile de exploatare ale anului 2019;
• alte creanţe imobilizate în sumă de 4,6 mil lei, din care 4,2 mil lei reprezintă garanţii pentru ocuparea temporară a terenului, calculate și reţinute în conformitate cu art. 39 alin. (1). alin. (2) şi alin. (5) din Legea nr. 46/2008 privind Codul Silvic, în vederea realizării obiectivului de investiții LEA 400 kV Reșița – Pancevo (Serbia).

Datorii

Datoriile pe termen lung în sumă de de 618 mil lei la data de 30 iunie 2019 au înregistrat o scădere de 7% în urma rambursărilor efectuate conform acordurilor de împrumut existente şi diminuării veniturilor în avans.

În același timp datoriile pe termen scurt au înregistrat o de asemenea o scădere de 33% (de la 1.199 mil lei la 31 decembrie 2018 la 807 mil lei la 30 iunie 2019), în principal pe fondul diminuării datoriilor comerciale şi alte datorii după cum urmează:

La data de 30 iunie 2019 comparativ cu 31 decembrie 2018, datoriile aflate în sold pe piața de energie sunt în sumă de 353,9 mil lei respectiv 780,3 mil lei fiind influențate de:

• scăderea soldului datoriilor aferente pieței de echilibrare a fost determinată de achitarea obligațiilor de plată aflate în sold pe piața de energie electrică la 31 decembrie 2018 (383 mil lei) și de scăderea volumului tranzacțiilor pe piața de echilibrare din trim.II 2019 față de trim. IV 2018, cu impact în volumul datoriilor aferente pieței de echilibrare, în sold la 30 iunie 2019 (94 mil lei).

Furnizorii pe piața de energie electrică sunt reprezentați în principal de: Hidroelectrica, MAVIR, Electrocentrale București, Complexul energetic Oltenia, OPCOM, Romgaz, Electrocentrale Galați, Complexul energetic Hunedoara, Veolia Energie Prahova, Ciga Energy. La 30 iunie 2019, ponderea acestora în total furnizori de energie este de circa 85%.

• scăderea soldului datoriilor aferente activității operaționale a fost determinată în principal de achitarea obligațiilor de plată aflate în sold pe piața de energie electrică la 31 decembrie 2018;

• scăderea datoriilor aferente schemei de sprijin către furnizori (producători) a fost determinată de diminuarea obligațiilor de plată pentru bonusul lunar pentru perioada iunie 2019 față de perioada decembrie 2018.

La data de 30 iunie 2019 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, și CET Govora SA – 3,4 mil lei, reprezentând bonusul lunar de cogenerare, antesupracompensarea pentru anii 2014 și 2015 bonusul neacordat pentru anii 2015 și 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 (producătorii) înregistrează obligații de plată față de Companie pe schema de sprijin de tip bonus.

alte datorii au scăzut semnificativ de la 159,9 mil lei la decembrie 2018 la 58,2 mil lei la 30 iunie 2019, pe fondul plăţii dividendelor în prima parte a anului 2019 şi scăderii clienţilor creditori (la 30 iunie 2019 sunt în sumă de 30,4 mil faţă de 55,7 mil lei la decembrie 2018 şi reprezintă în principal sume încasate în avans de la MAVIR şi OPCOM în cadrul tranzacţiilor aferente mecanismului de cuplare prin preţ).

Creșterea soldului furnizorilor de imobilizări la 30 iunie 2019 față de 31 decembrie 2018 s-a datorat creșterii volumului de lucrări de investiții facturate de către furnizorii de imobilizări.

Provizioanele au înregistrat o descreștere de la 95,6 mil lei la 31 decembrie 2018 la 64,4 mil lei la 30 iunie 2019, determinată în principal de de anularea provizionului în sumă de 31,18 mil lei constituit pentru litigiul cu ASITO KAPITAL SA referitor la dosarul nr. 35865/3/2018 (dosar vechi nr. 24552/3/2017), aflat pe rolul Tribunalului București, Secția a VI –a Civilă.

La termenul din 19.02.2019 după încheierea cercetării judecătorești și acordarea cuvantului părților pe excepții, probe și fondul cauzei, instanța a rămas în pronunțare, amânând pronunțarea de două ori până la termenul din 20.03.2019. După deliberare, Tribunalul București a pronunțat următoarea soluție pe scurt:

• Respinge capătul de cerere având ca obiect întoarcerea executării silite, ca inadmisibil.
• Respinge cererea de restituire a taxei de timbru aferentă capătului de cerere având ca obiect întoarcerea executării silite, ca neîntemeiată.
• Respinge cererea în anulare formulată de contestatoarea-debitoare ASITO KAPITAL S.A. împotriva Sentinţei Civile nr. 4067/07.11.2017 pronunţate de Tribunalul Bucureşti – Secţia a VI-a civilă în dosarul nr. 24552/3/2017, în contradictoriu cu intimata - creditoare Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice TRANSELECTRICA S.A, ca nefondată. Definitivă. Pronunţată în şedinţă publică în data de 20.03.2019. Document: Hotarârea nr. 743/20.03.2019.

Prin Certificatul de grefă, emis la data de 18.04.2019 de Tribunalul Bucureşti – Secţia a VI-a civilă, se certifică Hotarârea nr. 743/20.03.2019.

Datoriile purtătoare de dobândă

La data de 30 iunie 2019 valoarea împrumuturilor pe termen lung s-a diminuat față de 31 decembrie 2018 în principal datorită rambursărilor efectuate conform acordurilor de împrumut existente.

Toate împrumuturile pe termen lung, cu excepția contractelor BEI 25709 și BEI 25710, sunt purtătoare de dobandă variabilă și sunt constituite doar în monedă euro, atât la 31 decembrie 2018 cât şi la 30 iunie 2019.

Capitaluri proprii

Capitalurile proprii au înregistrat o creştere de 1% determinată în principal de înregistrarea în rezultatul reportat a profitului net, în sumă de 30 mil lei, realizat la data de 30 iunie 2019.

La 30 iunie 2019, dividendele cuvenite acționarilor Companiei şi neplătite sunt în sumă de 1,3 mil lei, din care suma de 0,3 mil lei este aferentă dividendelor distribuite din soldul contului "Alte rezerve - Surse proprii de finanțare constituite din profit", în baza Hotărârii AGA nr. 11/16.10.2017 și suma de 0,4 mil lei aferentă

dividendelor distribuite din rezultatul reportat, în baza Hotărârii AGA nr. 15/14.12.2018.

Aceste sume se afla la dispoziția acționarilor prin intermediul agentului de plată.

EVOLUȚIA ACȚIUNILOR

(01-Ian-2019 la 30-Iunie-2019)

Anul 2019 a debutat cu un preț de tranzacționare de 21 lei/acțiune. La finalul perioadei (30 iunie 2019) capitalizarea bursieră a fost 1.539 mil lei, găsind acțiunea la un preț de 21 lei/acțiune. Prețul minim de tranzacționare a fost înregistrat în data de 31.01.2019, de 19,48 lei/acțiune, maximul de 22,15 lei/acțiune fiind atins în data de 14.02.2018.

PRINCIPALELE RISCURI ŞI INCERTITUDINI

În mediul în care Compania acţionează există incertitudini de natura ameninţărilor în realizarea obiectivelor sau de natura oportunităţilor.

În mod evident cunoaşterea ameninţărilor permite o ierarhizare a acestora în funcţie de eventualitatea materializării lor, de amploarea impactului asupra obiectivelor şi de costurile pe care le presupun măsurile menite a reduce șansele de apariţie sau de a limita efectele nedorite.

La nivelul Transelectrica se analizează periodic și sistematic riscurile legate de desfăşurarea activităţilor proprii, elaborându-se Registrul riscurilor identificate și Planul de măsuri corespunzătoare în direcţia limitării posibilelor consecinţe ale acestor riscuri, în conformitate cu prevederile legale.

Printre elementele care pot afecta lichiditatea Companiei se numără:

• fluctuația ratei dobânzii,
• variația cursului valutar,
• prevederile din acordurile de finanțare: în cadrul contractelor de finanțare, există clauze privind respectarea unor indicatori financiari, schimbări de control asupra Companiei, clauze tip pari passu.

Încălcarea acestor clauze, poate atrage după sine, în baza unei notificări prealabile și a unui timp rezonabil, plata anticipată a creditului, unele credite având clauze penalizatoare în cazul rambursării anticipate. Până la această dată, Compania nu a primit nicio notificare de rambursare anticipată pentru neîndeplinirea obligațiilor asumate,

• riscul de credit: Compania suportă o pierdere financiară datorită incapacităţii sau refuzului unui partener contractual de a-şi îndeplini obligațiile contractuale. Acest risc rezultă în principal din creanțele comerciale, numerarul și echivalentele de numerar,
• riscul de neîncasare a garanțiilor în cadrul proiectelor de investiții: principala cauză a acestui tip de risc rezultă din existența unor societăți bancare sau societăți de asigurări care oferă servicii de garantare fără a avea capacitatea financiară de a-și onora obligațiile asumate în cadrul instumentelor de garantare emise,
• nivelul fiscalității, inclusiv introducerea unor noi taxe și impozite.

În prezent Transelectrica beneficiază de o lichiditate foarte bună, fapt reflectat și în indicatorii financiari.

Compania nu se limitează la a trata consecinţele unor evenimente care s-ar produce, ci adoptă un stil de management reactiv, implementând măsuri menite să atenueze manifestarea riscurilor.

Totodată, revizuirea periodică a riscurilor, aşa cum este prevăzută în standarde, conduce la realocări ale resurselor în concordanţă cu modificarea ierarhiilor şi, implicit, a priorităţilor.

Transelectrica acordă importanţa cuvenită analizei mediului de risc şi identificării din timp a unor posibile riscuri ce pot apare în viitor şi a căror abordare trebuie pregătită din timp.

În S1 2019 Compania nu a fost în imposibilitatea de a-şi respecta obligaţiile financiare

Astfel nu există riscuri şi incertitudini pentru următoarele luni ale exerciţiului financiar 2019, altele decât cele prezentate anterior, care să afecteze lichiditatea Companiei.

Date operaționale

BALANȚA ENERGETICĂ SEN

Analizând evoluția componentelor balanței energetice, în perioada ianuarie – iunie 2019 față de aceeași perioadă a anului precedent, consumul intern net¹ a scăzut cu 0,5% iar producția netă de energie cu 4,2%.

Schimburile fizice transfrontaliere de export au scăzut cu 11% față de perioada similară din 2018, iar fluxurile transfrontaliere de import au înregistrat o creștere de 68,1%.

MIXUL DE PRODUCȚIE

În structura mixului de producție, în perioada ianuarie – iunie 2019 comparativ cu perioada similară 2018, s-a înregistrat o scădere a componentei termo de aproximativ 11,8%, a producției din surse nucleare cu 1%, și a componentei hidro cu 0,9%.

Aportul din surse regenerabile a cunoscut o creștere de 4,8%.

Analizând ponderile componentelor mixului de producție netă pentru intervalul ianuarie - iunie 2019 se observă că cea mai mare pondere (34,9%) este reprezentată de componenta termo urmată de componenta hidro (32,5%), iar energia produsă din surse regenerabile și nucleară au o pondere de aproximativ 15,9% și respectiv 16,7%.

PARCUL NAȚIONAL DE PRODUCȚIE

În semestrul I 2019, puterea instalată brută în centralele electrice a înregistrat o scădere de 0,5%, comparativ cu aceeași perioadă a anului 2018.

Puterea instalată în centralele pe surse regenerabile a crescut cu aproximativ 0,2%, de la 4.535 MW instalați la 30 iunie 2018, la 4.546 MW instalați la 30 iunie 2019.

Dinamica puterii instalate aferente perioadei ianuarie – iunie 2019 versus 2018, este redată în cele ce urmează:

Putere instalată 2019 (24.406 MW. valoare brută)

Putere instalată 2018 (24.604 MW. valoare brută)

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

FLUXURI TRANSFRONTALIERE

Distribuţia fluxurilor fizice de import/export pe liniile de interconexiune în semestrul I 2019 faţă de aceeași perioadă din 2018 se prezintă astfel:

• a scăzut exportul pe graniţele cu Ungaria și Ucraina și a crescut pe granița cu Bulgaria și Serbia iar importul a scăzut pe granița cu Bulgaria și a crescut semnificativ pe liniile de interconexiune situate în zonele deficitare în producție de energie electrică (pe granițele cu Ungaria și cu Ucraina), dar şi o creştere de 0,6% pe linia de interconexiune situată în zona excedentare în producție de energie electrică, respectiv granița cu Serbia.

Concret, comparativ cu semestrul I 2018, fluxurile fizice de export au scăzut cu Ungaria (74,2% -499 GWh) și Ucraina (93,2% -316 GWh), au crescut cu Bulgaria (36,5% +438 GWh) și Serbia (11,6% +69 GWh) concomitent cu creșterea semnificativă a fluxurilor fizice de import pe liniile de interconexiune cu Ungaria (170,4% +370 GWh), Ucraina (228,3% +751 GWh), iar Serbia (0,6% +1 GWh), în timp ce pe relația cu Bulgaria acestea au înregistrat scăderi (57% -292 GWh).

Fluxurile fizice atât de import cât și de export pe fiecare graniță sunt prezentate în cele ce urmează:

În intervalul ianuarie - iunie 2019 gradul de utilizare a capacității total alocate pe liniile de interconexiune pentru export a scăzut față de aceeași perioadă a anului 2018 pe toate destinațiile.

Gradul de utilizare a drepturilor totale de capacitate pe o graniţa şi direcție, reprezintă raportul exprimat procentual dintre energia aferentă schimburilor comerciale realizate (notificate) la nivelul unei luni şi energia corespunzătoare drepturilor totale de capacitate.

CONSUMUL PROPRIU TEHNOLOGIC

Comparativ cu semestrul I 2018, în semestrul I 2019 CPT-ul în RET a scăzut cu cca. 16,9%, în timp ce CPT procentual a scăzut de la 2,76% la 2,38%.

Factorii care au influențat semnificativ CPT-ul în semestrul I 2019, ca exemplu precipitațiile și distribuția fluxurilor fizice transfrontaliere, nu sunt sub controlul Transelectrica.

FACTORI EVOLUȚIE CPT

În luna ianuarie 2019 CPT-ul în valoare absolută a scăzut faţă de luna ianuarie 2018 cu 6,7%, datorită fluxurilor fizice import/export favorabile care au condus la reducerea transportului de energie la distanţă faţă de surse. Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a scăzut de la 2,44% în 2018 la 2,31% în 2019. Energia intrată în contur a scăzut cu 1,6% în ianuarie 2019 (69,4 GWh) faţă de perioada similară din 2018, pe fondul reducerii energiei primite de la producătorii racordaţi direct la RET cu 13,7% (511,7 GWh), în condiţiile creşterii importului cu 173,3% (433,9 GWh) şi a energiei primite din RED cu 3,4% (8,3 GWh). Condiţiile meteo au fost defavorabile, cantitatea de precipitaţii înregistrată fiind mai mare decât în anul anterior şi contribuind la creşterea pierderilor prin efect corona.

În luna februarie 2019 CPT-ul în valoare absolută a scăzut față de luna februarie 2018 cu 27,1%, ca urmare a fluxurilor fizice import/export avantajoase care au condus la reducerea transportului de energie la distanță față de surse și datorită condițiilor meteo favorabile care au determinat reducerea pierderilor corona. Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a scăzut de la 2,81% în 2018 la 2,34% în 2019. Energia intrată în contur a scăzut cu 12,2% (480,4 GWh) în luna februarie 2019, față de perioada similară din anul 2018, pe fondul reducerii energiei primite de la producătorii racordați direct la RET cu 19,3% (687,9 GWh) și a energiei primite din RED cu 1,7% (4,8 GWh), în condițiile creșterii importului cu 220,9% (212,3 GWh).

În luna martie 2019 CPT-ul în valoare absolută a scăzut faţă de luna martie 2018 cu cca. 32,9%, datorită fluxurilor fizice import/export avantajoase care au condus la reducerea transportului de energie la distanţă faţă de surse şi datorită condiţiilor meteo favorabile care au determinat pierderi corona mici. Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a scăzut de la 3,26% in 2018 la 2,40% în 2019. Energia intrată în contur a scăzut cu 8,8% (347,4 GWh) în martie 2019, faţă de perioada similară din 2018, pe fondul reducerii energiei primite de la producătorii racordaţi direct la RET cu 12,8% (431 GWh) şi a energiei primite din RED cu

15,2% (54,8 GWh), în condiţiile creşterii importului cu 77,1% (147,4 GWh).

În luna aprilie 2019 CPT-ul în valoare absolută a scăzut față de luna aprilie 2018 cu 16,1%, datorită fluxurilor fizice import/export favorabile 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 3,01% în 2018 la 2,39% în 2019. Energia intrată în contur a crescut cu 5,6% în aprilie 2019 (cca. 177,5 GWh) față de perioada similară din 2018, pe fondul creșterii energiei primite de la producătorii racordați direct la RET cu 2,95% (cca. 78 GWh) și a importului cu cca. 137% (195,2 GWh), în condițiile reducerii energiei primite din RED cu 25,7% (cca. 96 GWh). Condițiile meteo au fost defavorabile, cantitatea de precipitații înregistrată fiind mai mare decât în anul anterior și contribuind la creșterea pierderilor prin efect corona.

În luna mai 2019 CPT-ul în valoare absolută a crescut față de luna mai 2018 cu 0,7%, ca urmare a condițiilor meteo defavorabile, caracterizate de precipitații abundente care au favorizat creșterea pierderilor corona, anulând efectul favorabil al fluxurilor fizice de import/export avantajoase. Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a crescut de la 2,48% în 2018 la 2,49% în 2019. Energia intrată în contur a crescut cu doar 0,07% (cca. 2,2 GWh) în mai 2019, față de perioada similară din anul 2018, pe fondul reducerii energiei primite de la producătorii racordați direct la RET cu 4,76% (cca. 125 GWh) și a importului cu 16,5% (cca. 47,7 GWh), în condițiile creșterii energiei primite din RED cu 60% (cca.175 GWh).

În luna iunie 2019 CPT-ul în valoare absolută a scăzut față de luna iunie 2018 cu cca. 9,4%, datorită fluxurilor fizice import/export avantajoase care au condus la reducerea transportului de energie la distanță față de surse și datorită condițiilor meteo mai favorabile care au determinat pierderi corona mici. Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a scăzut de la 2,53% în 2018 la 2,38% în 2019. Energia intrată în contur a scăzut cu 3,9% (cca. 134,2 GWh) în luna iunie 2019, față de perioada similară din 2018, pe fondul reducerii energiei primite de la producătorii racordați direct la RET cu 6,9% (cca. 203 GWh) și a importului cu 44,5% (cca.110,8 GWh), în condițiile creșterii energiei primite din RED cu 77,98% (cca.180GWh).

502 ^{342 263 262} T1 239 T2 604 Total -23% -9% -17% CPT realizat * (GWh) 2018 2019

* CPT realizat= CPT achiziţionat - CPT vândut

În concluzie, în trimestrul I 2019 CPT-ul în RET a scăzut cu cca. 23,2% comparativ cu perioada similară din anul 2018, în special datorită fluxurilor fizice import/export avantajoase care au condus la reducerea transportului de energie la distanță față de surse și datorită condițiilor meteo favorabile care au determinat reducerea pierderilor corona.

Trebuie menționat faptul că valorile aferente lunii iunie sunt preliminare.

În trimestrul II 2019 CPT-ul în RET a scăzut cu cca. 8,8% comparativ cu perioada similară din anul 2018, în special datorită fluxurilor fizice import/export avantajoase care au condus la reducerea transportului de energie la distanță față de surse.

Astfel raportat la energia intrată în contur pierderile au scăzut de la 2,76% în S1 2018 la 2,38% în S1 2019.

Investiții

MIJLOACELE FIXE ÎNREGISTRATE ÎN CONTABILITATE

In perioada analizată au crescut investițiile în curs de execuție fiind în derulare proiecte majore de investiții aflate în diverse stadii de execuțe urmând a fi recepționate ca mijloace fixe în urmatoarea perioadă de reglementare.

Valoarea mijloacelor fixe înregistrate în contabilitate în semestrul I 2019 a fost de 18,2 mil lei (187,7 mil lei la S1 2018) în scădere cu 90%, respectiv 169,5 mil lei.

În semestrul I 2019, 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:

• Retehnologizarea Staţiei 400/220/110/20 kV Bradu – 12,3 mil lei;
• Soluție de securitate pentru implementarea măsurilor de securitate a informațiilor clasificate – 1,5 mil lei;
• Relocarea rețelelor de înaltă tensiune Autostrada Brașov - Târgu Mureș - Cluj – Oradea, secțiunea 2A Ogra- Câmpia Turzii, lot 2 Iernut - Chetani, km 3 + 600 km 21 + 500 - LEA 400 kV Iernut-Sibiu Sud – 1,1 mil lei;
• Tehnică de calcul Hardware și Software Desktop PC – 0,5 mil lei;
• Înlocuire grup diesel nr. 1 și nr. 2 în Stația 400/110 kV Dârste – 0,5 mil lei;
• Mobilier specific pentru dispeceri pentru DET Bacău, DET Cluj, DET Craiova și DET Timișoara – 0,4 mil lei;
• Racordare la RED a stației electrice 110 KV Ulmi , aparținând Societății de Distribuție a Energiei Electrice Muntenia Nord SA cu realizarea lucrărilor din celula de linie aferentă LEA 110 KV Târgoviste - Titu (Ulmi) din Stația electrică 220 / 110 KV Târgoviște aparținând C.N.T.E.E. Transelectrica SA – 0,3 mil lei;
• Realizarea condițiilor de coexistență între LEA 220kV Alba Iulia-Șugag și Alba-Iulia-Gâlceag cu drum interior – 0,3 mil lei;
• Lucrări de instalații apa în Stația 110/220 kV Suceava – 0,3 mil lei;
• Teleprotecție LEA 400 kV Arad (România) Sandorfalva (Ungaria) – 0,2 mil lei;
• Înlocuire baterie acumulatori nr. 2 în Stația 220/110 kV Pitești Sud – 0,2 mil lei;
• Racordarea Platformei ArcelorMittal Galați pentru separarea instalațiilor ArcelorMittal Galați SA de instalațiile SDEE Muntenia Nord SA, în vederea racordării directe a acestora la instalațiile CNTEE Transelectrica SA – 0,1 mil lei;
• Baterie de acumulatori OPzV2420 105 elemente Vetiș – 0,1 mil lei.

ACHIZIȚII DE IMOBILIZĂRI

Achizițiile de imobilizări corporale și necorporale în semestrul I 2019 sunt în sumă de 100,8 mil lei comparativ cu aceeași perioadă a anului 2018 când achizițiile au fost în sumă de 82,4 mil lei.

Soldul imobilizărilor corporale și necorporale în curs de execuție la 30 iunie 2019 este reprezentat de proiectele în derulare, cele mai semnificative fiind enumerate mai jos:

• Racordare la RET a CEE 300 MW Iveşti, CEE 88 MW Fălciu 1 şi CEE 18 MW Fălciu 2 prin noua Staţie (400)/220/110 kV Banca – 46,9 mil lei;
• Retehnologizarea Stației 400/110/20 kV Domnești (H.CA nr. 5 / 19.05.2010) – 36,6 mil lei;
• Retehnologizarea Stației 400 kV Isaccea Etapa I Înlocuire bobine compensare, celule aferente și celula 400 kV Stupina – 30,2 mil lei;
• Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier - Reșița - Timișoara - Săcălaz - Arad - Etapa I - LEA 400kV s.c. Porțile de Fier - (Anina) – Reșița – 27,8 mil lei;
• Retehnologizare Staţia 220/110 kV Turnu Severin Est – 31,9 mil lei;
• Extindere servicii de asigurare a continuităţii afacerii şi recuperare în urma dezastrelor la Executiv -14,4 mil lei;
• Celule mobile de 110 kV, 220 kV și 400 kV 21,3 mil lei;
• LEA 400 kV d.c. Cernavodă Stâlpu şi racord în Gura Ialomiţei – 12,8 mil lei;
• Înlocuire componente sistem EMS SCADA AREVA componenta software, componenta Hardware – 11,4 mil lei;
• Racordarea LEA 400 kV Isaccea Varna şi a LEA Isaccea - Dobrudja in Staţia 400 kV Medgidia Sud – 10,9 mil lei;
• Retehnologizare Staţia 220 kV Oţelărie Hunedoara – 8,1 mil lei;
• Sistem integrat de securitate la staȚii electrice, etapa IV – 8 mil lei;
• Retehnologizarea Stației 220/110 kV Hășdat 7,7 mil lei;
• Modernizarea stațiilor 110kV Bacău Sud și Roman Nord aferente axului 400kV Moldova – 7,6 mil lei;
• Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier - Reșița - Timișoara - Săcălaz - Arad - Etapa I - Stația 400/220/110 kV Reșița – 6,6 mil lei;
• LEA 400 kV Gădălin Suceava, inclusiv interconectarea la SEN – 6 mil lei;
• HVDC Link 400 kV (Cablu submarin România Turcia) – 5,9 mil lei;
• Modernizarea instalațiilor de 110kV și 400 (220 kV) din Stația Focșani Vest – 5,1 mil lei;
• LEA 400 kV Suceava Bălți, pentru porţiunea de proiect de pe teritoriul României – 4,4 mil lei;
• LEA 400 kV d.c. Gutinaș Smârdan 3,8 mil lei;
• Modernizare Stația 220/110/20 kV Râureni 3,3 mil lei;
• Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porţile de Fier - Reşiţa - Timişoara - Săcălaz - Arad, etapa II, LEA 400 kV d.c. Reșița - Timișoara – Săcălaz (Stația 220/110 kV Timișoara) – 3,2 mil lei;
• Extindere cu noi funcționalități a sistemului de control și evidența informatizată a accesului in obiectivele CNTEE Transelectrica SA – 3,2 mil lei;
• Modernizare Stația electrică 220/110/20 kV Arefu 3 mil lei;
• Racordare la RET a CEE 136 MW Platonești, jud. Ialomița, prin realizarea unei celule de 110 kV în Stația 400/110 kV Gura Ialomiței – 2,9 mil lei;
• Sistem integrat de securitate la stații electrice, etapa III – 2,8 mil lei;
• Deviere LEA 110 kV Cetate 1 și 2 în vecinatatea Stației 110/20/6 kV Ostrovul Mare – 2,6 mil lei;
• 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;
• Centru de cercetare și dezvoltare a tehnologiilor LST și intervenție rapidă în SEN - Clădire centru – 3,2 mil lei;
• Retehnologizare Stația 400/110/20 kV Smârdan 2 mil lei;
• Modernizare Stația 220/110 kV Dumbrava 2 mil lei;
• Retehnologizare Stație 220/110 kV Craiova Nord 1,9 mil lei;
• Modernizare sistem teleprotectii, telecomunicații în Stația Cernavodă – 1,8 mil lei;
• Consolidare, modernizare şi extindere sediu CNTEE "Transelectrica" la Executiv – 1,6 mil lei;
• Tehnică de calcul Hardware și Software Desktop PC – 1,6 mil lei;
• Modernizare Stația 400 (220)/110/20 kV Munteni 1,5 mil lei;
• Retehnologizarea Stației 220/110/20 kV Ungheni 1,4 mil lei;
• Sistem integrat de securitate la noua Stație de 400/220/110 kV Banca – 1,1 mil lei;
• Realizare comunicație fibră optică între Stația 220/110/20 kV Pitești Sud și centru de telecomandă și supraveghere instalații al ST Pitești (SF) – 1,1 mil lei;
• Despăgubiri pentru terenuri aferente LEA 400 kV Oradea – Beckescsaba – 1 mil lei;
• Relocarea rețelelor de înaltă tensiune Autostrada Brașov - Târgu Mureș - Cluj – Oradea, secțiunea 2A Ogra- Câmpia Turzii, lot 2 Iernut - Chetani, km 3 + 600 km 21 + 500 - LEA 400 kV Iernut - Sibiu Sud – 1,1 mil lei;
• Înlocuire componente sistem EMS SCADA AREVA componenta software, componenta Hardware – 12,9 mil lei;
• Implementarea unui sistem de Arhivare Electronică și Document Management în cadrul CNTEE Transelectrica SA – 5,5 mil lei;
• Extindere servicii de asigurare a continuităţii afacerii şi recuperare în urma dezastrelor la Executiv – 0,4 mil lei.

ACTIVITATEA DE INVESTIȚII DIN S1 2019

Detalierea cheltuielilor pentru investiţii în S1 2019 pe principalele capitole din programul anual de investiţii corelat cu principalele capitole ale Planului de dezvoltare al Companiei este după cum urmează:

Nr. crt.	Categorii de cheltuieli	Program PAI 2019*	Realizări (mii lei)
		(mii lei)	S1 2019	S1 2018
	Total general (A+B)	287.474	85.789	67.248
A	Cheltuieli proprii Companiei	283.107	83.493	59.733
B	Investiţii finanţate din tarif de racordare	4.367	2.296	7.515
*PAI 2019 revizia A3

Gradul de realizare a programului de investiţii la 30 iunie 2019 este de 30%. Comparativ cu realizările la 30 iunie 2018, investiţiile în S1 2019 au crescut cu 28%.

ASPECTE CONTRACTUALE

Cele mai importante contracte de investiții semnate în perioada ianuarie - iunie 2019 sunt:

• Retehnologizare stația 110 kV Timișoara și trecere la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier-Anina-Reșița-Timișoara-Săcălaz-Arad, etapa II: Stația 400 kvTimișoara – 87,7 mil lei,
• Retehnologizare stația 220/110 kV Iaz 54,8 mil lei,
• Montare AT2 400MVA și celulă aferentă în stația Iernut și mod. sist. de comandă-control al Stației 400/220/110/6kV Iernut, racordare la RET a loc. de

prod. CCC430MW Iernut aparținând Romgaz SA și lucrări de proiectare și execuție a sist. de protecție aferente liniei electrice de racordare ale grup. noi SPEE Iernut– 30,7 mil lei.

Racordarea LEA 400 kV Isaccea-Varna și LEA 400kV Isaccea-Dobrudja în stația 400 kV Medgidia Sud etapa I-extinderea stației 400 kV Medgidia Sud, achiziția ansamblului GIS 400kV, instalarea și punerea în funcțiune a ansamblului GIS 400kV – 24,6 mil lei.

Evenimente semnificative

EVENIMENTE IANUARIE - IUNIE 2019

Acceptare mandat membru provizoriu directorat

Domnul Adrian Savu, membru provizoriu al Directoratului, desemnat în data de 21 Decembrie 2018 de către Consiliul de Supraveghere, a semnat declarația de acceptare a mandatului în data de 03 Ianuarie 2019, numirea acestuia devenind efectivă la data semnării, conform declarației de acceptare a mandatului.

Hotărârea nr.1 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor Companiei din 21 ianuarie 2019

Adunarea Generală Ordinară a Acționarilor în ședința din data de 21 ianuarie 2019 aprobă numirea BDO AUDIT S.R.L. în calitatea de auditor financiar al Companiei pentru o perioadă de trei ani.

Retehnologizare completă a Stației Electrice de Transformare 220/110 kV Craiova Nord

Compania a demarat lucrările de retehnologizare completă a Stației Electrice de Transformare 220/110 kV Craiova Nord, o investiție cu o valoare de 9,89 mil euro. Contractul a fost semnat în anul 2018 cu termen de finalizare anul 2020. Stația Electrică de Transformare 220/110 kV Craiova Nord asigură alimentarea cu energie electrică a consumatorilor din Craiova, dar și a consumatorilor industriali din zonă. Stația a fost pusă în funcțiune în anul 1974, aceasta fiind prima retehnologizare completă.

Transelectrica continuă procesul de retehnologizare a Staţiei electrice de transformare 400/220/110/20 kV Domneşti

Procesul este parte din amplul proces de întărire a reţelei de transport a energiei electrice din zona Bucureştiului. Valoarea totală a proiectului de retehnologizare a Stației 400/110/20 kV Domnești, demarat în anul 2018, este 144.447.000 lei. Investiția urmează să fie finalizată în anul 2020.

Lucrările în Stația Domnești au început în luna iunie 2018, în prezent efectuându-se lucrări pentru realizarea Stației 400 KV GIS şi pentru construirea clădirii de Comandă. Această etapă presupune trecerea de la echipamentul primar de exterior cu izolație în aer, la echipament primar de interior, amplasat în clădirea staţiei GIS 400 kV.

Stația Electrică 400/110/20kV Domneşti este ultima care trece prin procesul de modernizare, fiind precedată de retehnologizarea Staţiei electrice 400/220/110/10 kV București Sud (2006-2009; 2014-2015) și de modernizarea Stației Electrice 220/110/10 kV Fundeni (2006-2007). Stația de 110 kV Domnești a fost pusă în funcțiune în anul 1980, iar Stația de 400 kV a fost pusă în funcțiune în 1982.

Finalizare lucrări de reparații

Sucursala de Transport Bacău a finalizat lucrările de reparaţie capitală pe porțiunea dintre stâlpii 192 și 253 ai Liniei Electrice Aeriene 220 kV Gutinaş-Munteni, un proiect în valoare de peste un milion de lei.

Hotărârile nr.4,5,6,7,8,9,10 și 11 ale Adunării Generale Ordinare a Acționarilor Companiei din 29 martie 2019

Adunarea Generală Ordinară a Acționarilor în ședința din data de 29 martie 2019 a numit pe

• Domnul Adrian MITROI
• Domnul Alin Sorin MITRICĂ
• Domnul Constantin DUMITRU
• Doamna Virginia Mihaela TOADER
• Doamna Mihaela CONSTANTINOVICI
• Domnul Mircea Gheorghe Dumitru COȘEA
• Doamna Carmen Nina CRIȘU

în calitate de membri provizorii al Consiliului de Supraveghere ai Companiei Naționale de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica"–SA începând cu data de 30 martie 2019, cu o durată a mandatului de două luni. A aprobat remunerația, a stabilit forma contractului de mandat și a fost împuternicit reprezentantul Ministerului Economiei în vederea semnării contractelor de mandat ale membrilor provizorii ai Consiliului de Supraveghere ai Companiei.

Refuz acceptare mandat membru provizoriu Consiliul de Supraveghere

Doamna Carmen Nina CRIȘU numită în calitate de membru provizoriu al Consiliului de Supraveghere, potrivit Hotărârii Adunării Generale Ordinare a Acționarilor nr. 10 din data de 29 martie 2019, a refuzat acceptarea mandatului din motive de incompatibilitate.

Acceptare mandat membru provizoriu Consiliul de Supraveghere

Domnul Alin Sorin MITRICĂ, numit în calitate de membru provizoriu al Consiliului de Supraveghere potrivit Hotărârii Adunării Generale Ordinare a Acționarilor nr. 5 din data de 29 martie 2019, a semnat declarația de acceptare a mandatului în data de 02 aprilie 2019, dată la care numirea acestuia devine efectivă.

Numire Președinte Consiliu de Supraveghere și membru provizoriu al Consiliului de Supreveghere

Consiliul de Supraveghere în ședința din data de 08 aprilie 2019, a hotărât alegerea în funcţia de Preşedinte al Consiliului de Supraveghere a domnului Mircea Gheorghe Dumitru COȘEA și numirea în calitate de membru provizoriu al Consiliului de Supraveghere a domnului Florin – Radu CIOCĂNELEA cu un mandat care va expira la data de 29 mai 2019, dată la care expiră mandatele membrilor Consiliului de Supraveghere în funcție.

Finantare europeană nerambursabilă a proiectului de investiții - LEA 400 kV Gutinaș – Smârdan

Ministerul Fondurilor Europene a aprobat o finanțare europeană nerambursabilă de 31 milioane de euro pentru Proiectul "Linia Electrică Aeriană 400 kV Gutinaş-Smârdan", în cadrul Programului Operațional Infrastructură Mare (POIM) 2014-2020. Valoarea totală a investiției este de 56,8 milioane de euro. Linia Electrică Aeriană 400 kV Gutinaș-Smârdan va avea o lungime de 140 de kilometri și va străbate 25 de localități din 3 județe (Bacău, Vrancea și Galați). Conform graficului de implementare a proiectului, investiția va fi demarată în acest an, cu termen de punere în funcțiune decembrie 2022.

Aprobare componență Comitete consultative

Consiliul de Supraveghere a desemnat în data de 11.04.2019 membrii comitetelor consultative din cadrul consiliului, astfel:

Comitetul de nominalizare și remunerare:

• Constantin DUMITRU președinte
• Mihaela CONSTANTINOVICI membru
• Adrian MITROI membru
• Alin Sorin MITRICĂ membru

Florin - Radu CIOCĂNELEA - membru Comitetul de audit:

• Adrian MITROI președinte
• Mircea Gheorghe Dumitru COȘEA membru
• Virginia Mihaela TOADER membru
• Alin Sorin MITRICĂ membru

Comitetul de securitate energetică:

• Mircea Gheorghe Dumitru COȘEA- președinte
• Virginia Mihaela TOADER membru
• Constantin DUMITRU membru
  -
• Florin Radu CIOCĂNELEA membru.

Prelungire mandate membri (provizorii) ai Directoratului

Consiliul de Supraveghere a decis în ședința din data de 11 aprilie 2019 prelungirea mandatelor membrilor provizorii ai Directoratului:

• Marius Dănuț CARAȘOL
• Claudia Gina ANASTASE
• Andreea Georgiana FLOREA
• Constantin SARAGEA
• Adrian SAVU

cu o durată de 2 luni, începând cu data de 21.04.2019 și până la data de 20.06.2019.

Contractare linie de credit pentru finanțarea schemei de sprijin de tip bonus pentru cogenerarea de înaltă eficiență

La data de 04 aprilie 2019, Compania a încheiat contractul de credit nr. C733 cu Banca Transilvania pentru o perioadă de 12 luni pentru finanțarea schemei de sprijin de tip bonus pentru cogenerarea de înaltă eficiență, sub forma de descoperire de cont, în sumă de 150 mil lei, cu o dobândă calculată în funcție de rata de referință ROBOR 1M, la care se adaugă o marjă de 0,50%. În data de 24.04.2019 a fost încheiat Actul Adițional nr.1 la contract prin care s-a suplimentat linia de credit cu 25 mil lei respectiv de la 150 mil lei la 175 mil lei.

Dețineri majore indirecte ale NN Group N.V

NN Group N.V. a informat emitentul prin notificarea înregistrată în Companie sub nr. 17857/11.04.2019 că, urmare a tranzacției efectuate, procentul deținut în mod concertat, este de 5,12% din capitalul social al CNTEE Transelectrica SA.

Hotărârea nr.12 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor Companiei din 24 aprilie 2019

În data de 24 aprile 2019 Adunarea Generală Ordinară a Acționarilor a aprobat rezultatele financiare anuale aferente anului 2018, auditate de către auditorul BDO Audit SRL.

Hotărârea nr.13 a Adunării Generale Extraordinare a Acționarilor Companiei din 8 mai 2019

Adunarea Generală Extraordinară a Acționarilor în ședința din data de 8 mai 2019 a aprobat participarea Companiei la majorarea capitalului social al Societății pentru Servicii de Mentenanță a Rețelei Electrice de Transport "Smart" - SA, filială a Companiei, cu un aport în numerar în valoare maximă de 24 mil lei.

Hotărârile nr.14 și 15 ale Adunării Generale Ordinare a Acționarilor Companiei din 14 mai 2019

Adunarea Generală Ordinară a Acționarilor în ședința din data de 14 mai 2019 a numit pe

• Domnul Adrian MITROI
• Domnul Alin Sorin MITRICĂ
• Domnul Constantin DUMITRU
• Doamna Virginia Mihaela TOADER
• Doamna Mihaela CONSTANTINOVICI
• Domnul Mircea Gheorghe Dumitru COȘEA
• Domnul Florin-Radu CIOCĂNELEA

în calitate de membri provizorii al Consiliului de Supraveghere ai Companiei Naționale de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica"–SA începând cu data de 30 mai 2019, cu o durată a mandatului de patru luni. A aprobat stabilirea remunerației, forma contractului de mandat și a fost împuternicit reprezentantul Ministerului Economiei în vederea semnării contractelor de mandat ale membrilor provizorii ai Consiliului de Supraveghere ai Companiei Naționale de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" S.A.

Totodată a stabilit Programul de investiții pe exercițiul financiar 2019 și estimări pentru anul 2020 și 2021 și a aprobat Bugetul de venituri și cheltuieli al Companiei pe anul 2019 precum și estimările pentru anii 2020 și 2021.

Construcție Linie Electrică Aeriană (LEA) 400 kV Porțile de Fier-Anina-Reșița

Guvernul României a aprobat Hotărârea de Guvern privind scoaterea din fondul forestier al terenurilor necesare construcției LEA 400kV Porțile de Fier-Anina-Reșița, componentă a trecerii la 400kV a axului Porțile de Fier-Reșița-Timișoara-Săscălaz-Arad, un proiect esențial pentru închiderea inelului de 400kV al României, menținerea securității energetice la nivel național și creșterea capacității de interconexiune cu țările vecine

Majorarea capitalului social al filialei SMART SA

Directoratul Companiei a aprobat demararea operațiunilor de implementare a majorării capitalului social al filialei Smart SA cu efectuarea prealabilă a testului operatorului economic privat (OEP) de către filială și cu demararea operațiunilor necesare delegării către Consiliul de Administrație al filialei a competenței de aprobare a majorării de capital social cu aport în numerar în valoare maximă de 24 milioane lei precum și îndeplinirea tuturor măsurilor prealabile acestei operațiuni.

Prelungire mandate membri (provizorii) ai Directoratului și numire Președinte al Consiliului de Supraveghere

În contextul ajungerii la termen în data de 20 iunie 2019 a mandatelor actualilor membri ai Directoratului, Consiliul de Supraveghere a decis în ședința din data de 4 iunie 2019 prelungirea mandatelor membrilor provizorii ai Directoratului:

• Marius Dănuț CARAȘOL
• Claudia Gina ANASTASE
• Andreea Georgiana FLOREA
• Alina Elena TEODORU
• Adrian SAVU

cu o durată de 4 luni, începând cu data de 21.06.2019 cu posibilitatea prelungirii pentru încă două luni.

Totodată domnul Marius Dănuț CARAȘOL a fost ales Președinte al Directoratului denumit alternativ Director General Executiv sau CEO al Companiei.

În cadrul aceleiași ședințe membri Consiliului de Supraveghere au numit în funcția de Președinte al Consiliului de Supraveghere pe domnul Mircea Gheorghe Dumitru COȘEA.

Proces premergător închiderii inelului 400 kV București

Compania a lansat la începutul lunii iunie licitația pentru achiziția unui studiu menit să identifice soluțiile optime de dezvoltare a rețelei electrice de alimentare a zonei metropolitane a Bucureștiului, cu perspectivă pe 10 ani.

Promulgarea Legii 120/2019

Președintele României a promulgat Legea 120/2019 privind unele măsuri necesare pentru realizarea lucrărilor și implementarea proiectelor de importanță națională privind rețeaua electrică de transport. Legea facilitează realizarea proiectelor de investiții vitale la nivelul securității energetice a României și construcția liniilor electrice aeriene, respectarea termenelor limită pentru proiectele cu finanțare europeană, având un rol esențial în consolidarea și extinderea infrastructurii de transport al energiei electrice pe teritoriul României.

EVENIMENTE ULTERIOARE

Acorduri de încetare contracte încheiate de Companie cu Smart SA

La data de 21.06.2019 au fost îndeplinite condițiile suspensive prevăzute în clauzele acordurilor de încetare încheiate de Companie cu filiala sa, având ca subiect ""Modernizare stația 220/110 kV Dumbrava"" respectiv ""Modernizare stația 220/110 kV Râureni"".

În ceea ce privește impactul încetării celor două contracte asupra siguranței SEN precizăm că CNTEE Transelectrica S.A.a luat măsuri pentru a nu fi afectată siguranța în funcționare: - în stația DUMBRAVA s-a realizat un provizorat care asigură funcționarea în condiții de siguranță a zonei; - stația RÂURENI funcționează în condiții normale și au fost asigurate servicii de mentenanță suplimentare.

Noile tarife în vigoare de la 1 iulie 2019

În Monitorul Oficial nr.516/25.06.2019 s-a publicat Ordinul ANRE nr.81/24.06.2019 privind aprobarea tarifului mediu pentru serviciul de transport, a componentelor tarifului de transport de introducere a energiei electrice în rețea (TG) și de extragere a energiei electrice din rețea (TL), a tarifului pentru serviciul de sistem și a prețului reglementat pentru energia electrică reactivă practicate de Companie. Tarifele reglementate aferente serviciului de transport al energiei electrice și a serviciilor de sistem aplicabile cu data de 1 iulie 2019

Convocare AGEA în data de 19 august 2019

Conducerea Companiei a convocat, în conformitate cu prevederile legale în vigoare, Adunarea generală extraordinară a acționarilor, pentru a supune aprobării majorarea capitalului social al Companiei, subsecvent Hotărârii AGEA nr.16/21.12.2018, prin emitere de noi acțiuni, fără primă de emisiune și cu respectarea dreptului de preferință al acționarilor existenți la data de înregistrare, cu o valoare maximă de 20,2 mil lei, din care 11,9 mil lei o reprezintă valoarea determinată de expert pentru 17 terenuri pentru care au fost eliberate Companiei certificate de atestare a dreptului de proprietate.

Alte aspecte

STRUCTURA ACȚIONARIATULUI

Structura acționariatului Companiei la data de 30.06.2019 este următoarea:

Denumire acționar	Nr. acțiuni
Statul român	43.020.309
Dedeman SRL	4.503.567
Fondul de Pensii Administrat Privat NN	4.007.688
Alţi acţionari - persoane juridice	16.543.060
Alţi acţionari - persoane fizice	5.228.518
Total	73.303.142

COMPONENȚA DIRECTORATULUI

La data prezentului raport componența Directoratului este după cum urmează:

Marius-Dănuț CARAȘOL	Președinte Directorat
Andreea Georgiana FLOREA	Membru Directorat
Claudia-Gina ANASTASE	Membru Directorat
Alina Elena TEODORU	Membru Directorat
Adrian SAVU	Membru Directorat

TARIFE

Tarifele aprobate de ANRE (Ordinul nr. 108/2018, respectiv Ordin nr. 122/19.12.2017) sunt prezentate în tabelul de mai jos:

Index	Tarif	u.m	Tarif aplicat 1 ian-30 iunie 2018	Tarif aplicat 1 ian-30 iunie 2019*	Diferență %
A	Transportul energiei electrice	lei/MWh	16,86	18,13	+7,5%
B	Serviciul funcțional de sistem	lei/MWh	1,11	1,11	-
C	Serviciul tehnologic de sistem	lei/MWh	12,06	10,44	-13,4%

În continuare sunt prezentați factorii care au avut un aport semnificativ la modificarea tarifelor în cadrul ultimei revizuiri operate de către ANRE (*tarife cu intrare în vigoare la 01.07.2018 aplicabile până la data de 30.06.2019).

Serviciul de transport al energiei electrice

Creșterea tarifului (+7,5%) este explicată, în principal, de doi factori:

1. Corecțiile ex-post – corecțiile aplicate pentru compensarea diferențelor între valorile prognozate utilizate în calculul tarifului în anii tarifari precedenți și valorile actuale înregistrate (corecții finale pentru anul 1 iulie 2016 – 30 iunie 2017, corecții preliminare pentru anul 1 iulie 2017 – 30 iunie 2018) au fost negative insa mai mici in valoare absoluta față de cele aplicate în tariful în vigoare. Contribuția corecțiilor ex-post la creșterea tarifului nou aprobat față de tariful aflat în vigoare este de +6,5%;

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, (v) corecția parțială de investiții;

1. Inflația prognozată utilizată în calculul noului tarif aprobat a fost mai mare față de inflația prognozată utilizată în calculul tarifului aprobat pentru anul în curs (indicele inflației utilizat la calcularea noului tarif este superior indicelui inflației utilizat în calculul tarifului pentru anul tarifar în curs). Contribuția diferenței indicelui de inflație la modificarea tarifului nou aprobat față de tariful aflat în vigoare este de +4,6%.

Pe lângă corecțiile pozitive au existat alți factori care au contribuit la stabilirea valorii tarifului aprobat cu intrare în vigoare la 01.07.2018 față de valoarea tarifului în vigoare până la 30.06.2018:

Cantitatea de energie electrică tarifabilă la extracția din rețele, a fost majorată de la 54,0 TWh la 55,4 TWh. Contribuția modificării cantității tarifabile la scăderea tarifului nou aprobat față de tariful în vigoare este ȋn procent de -2,5%.

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 decât venitul anual de bază corespunzător anului tarifar în curs. 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 aflat în vigoare este de -1,0%.

Serviciul funcțional de sistem

Menținerea tarifului a fost determinată de urmatoarele elemente de calcul individuale al carora efect net cumulat a fost zero:

Corecția ex-post negativă inclusă în noul tarif a fost mai mica in marime absoluta față de corecția negativă aplicată în tariful anului precedent. Contribuția corecției ex-post la modificarea tarifului nou aprobat față de tariful aflat în vigoare este de +6,0%;

Prognoza anuală de costuri recunoscute în noul tarif aprobat este mai mică decât prognoza anuală de costuri inclusă în tariful anului în curs. Contribuția reducerii prognozei anuale de costuri la modificarea tarifului nou aprobat față de tariful aflat în vigoare este de -3,4%;

Cantitatea de energie electrică tarifabilă la extracția din rețele, a fost majorată de la 54,0 TWh la 55,4 TWh. Contribuția modificării cantității tarifabile la

TRANZACŢII SEMNIFICATIVE

Actele juridice încheiate în conformitate cu dispoziţiile art. 82 din Legea 24/2017 privind tranzacţiile semnificative încheiate cu părţile afiliate în S1 2019 fost raportate în Rapoarte Curente şi cuprind:

Raport curent 16 aprilie 2019 - act adiţional nr.1 la contractul C136/28.06.2018 cu filiala Teletrans SA în calitate de prestator.

modificarea tarifului nou aprobat față de tariful aflat în vigoare este de -2,5%.

Serviciul tehnologic de sistem

Scăderea tarifului (-13,4%) 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 acumulat până la 30.06.2017. Profitul obținut în perioada mentionata a fost realizat in principal pe fondul reducerii semnificative a prețurilor unitare de achiziție prin licitație a serviciilor tehnologice de sistem față de prețurile unitare prognozate de ANRE si incluse anticipativ in calculul tarifelor aprobate. În scopul atenuării impactului asupra tarifului reglementat, la solicitarea Transelectrica, ANRE a stabilit un program de eșalonare a aplicării corecției pe doi ani tarifari, in 1 iulie 2017 – 30 iunie 2018 si 1 iulie 2018 – 30 iunie 2019, pe baza căruia în tariful nou aprobat a fost aplicată a doua tranșă a corecției aferente anului tarifar 1 iulie 2016 – 30 iunie 2017 și partea rămasă nerealizată din prima tranșă. Contribuția corecției expost la scăderea tarifului nou aprobat față de tariful aflat în vigoare este de -18,0%;

Prognoza anuală de costuri recunoscute în noul tarif pentru achiziționarea serviciilor tehnologice de sistem în anul tarifar 1 iulie 2018 – 30 iunie 2019 este mai mare decât prognoza de costuri recunoscută în semestrul I 2018 (semestrul II al anului tarifar 1 iulie 2017 – 30 iunie 2018). Creșterea prognozei de costuri a fost determinată de creșterea prețurilor de achiziție prin licitație a serviciilor tehnologice de sistem în perioada tarifară în curs față de prețurile prognozate de ANRE. Contribuția creșterii prognozei anuale de costuri la creșterea tarifului nou aprobat față de tariful aflat în vigoare este de +5,4%;

Cantitatea de energie electrică tarifabilă la extracția din rețele, a fost majorată de la 55,0 TWh la 55,4 TWh. Contribuția modificării cantității tarifabile la scăderea tarifului nou aprobat față de tariful aflat în vigoare este ȋn procent de -0,7%.

• Raport curent 16 mai 2019 contract cu valoare mai mare de 50.000 de euro, cu filiala SMART SA.
• Raport curent 17 iulie 2019 intrarea în vigoare în data de 27.06.2019 a Actului adițional nr.5 la contractual C256/01.07.2014 încheiat cu filiala Teletrans SA în calitate de prestator.

LITIGII

Cele mai importante litigii cu impact asupra Compania sunt prezentate în cele ce urmează:

Notă: Pentru ușurința citirii și înțelegeri, toate sumele de la acest capitol sunt exprimate în lei/eur

RAAN

Pe rolul Tribunalului Mehedinți – Secția a II-a Civilă, de Contencios Administrativ și Fiscal a fost înregistrat dosarul nr. 3616/101/2014, având ca obiect "pretenții în sumă de 1.090.831,70 lei, contravaloare factura nr. 1300215/31.12.2013", dosar în care Compania are calitatea de pârâtă, reclamantă fiind Regia Autonomă pentru Activități Nucleare – RAAN.

Prin sentința civilă nr. 127 pronunțată la data de 10.10.2014, Tribunalul Mehedinți a dispus admiterea cererii formulate de Reclamanta RAAN și obligarea Companiei la plata sumei de 109.0831.70 lei, contravaloare factura nr. 1300215/31.12.2013.

Compania 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 si sentințelor atacate și trimiterea cauzei instanței competente teritorial în vederea judecarii 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 casarea deciziei nr. 843/2015 și a trimis cauza spre rejudecare în recurs aceleiași instanțe, Curtea de Apel Craiova.

Prin decizia nr. 124/2017, Curtea de Apel Craiova a admis recursul declarat de către Transelectrica și a casat sentința nr. 127/2014 pronunțată de Tribunalul Mehedinți, iar cauza a fost trimisă spre rejudecare la Tribunalul București – Secția a VI-a Civilă. Pe rolul Tribunalului București, cauza a fost înregistrată sub nr. 40444/3/2017, care prin sentința civilă nr. 4406/04.12.2017 a dispus admiterea cererii formulate de RAAN și a obligat Transelectrica la plata sumei de 1.090.831.70 lei. Sentința a fost atacată cu recurs. Termenul de judecată a fost stabilit pentru data de 13.12.2018.

În perioada 2014-2015. Compania a reținut la plată bonusul cuvenit RAAN pe schema de sprijin, în baza prevederilor din reglementările ANRE, respectiv art.17 alin.5 din Ordinul președintelui ANRE nr.116/2013.

În aceste condiții, RAAN a calculat penalități pentru neîncasarea la termen a bonusului de cogenerare cuvenit, în sumă de 3.496.914 lei, reținut de la plata de către Companie în contul creanțelor neîncasate. Suma de 3.496.914 lei a fost refuzată la plată de Companie și nu a fost înregistrată ca datorie în cadrul schemei de sprijin.

Obiectul dosarului cu numărul 9089/101/2013/a152 este o contestație împotriva Tabelului suplimentar de creanțe împotriva debitoarei RAAN, valoarea în litigiu fiind de 89.360.986 lei.

Transelectrica SA a fost înscrisă în tabelul debitoarei RAAN cu suma de 11.264.777 lei, în categoria creanțelor ce au rezultat din continuarea activității debitorului, suma solicitată de Companie fiind însă în valoare de 89.360.986 lei. Nu a fost înscrisă în tabelul preliminar de creanțe suma de 78.096.209 lei, pe motiv că "aceasta nu figurează ca fiind datorată în evidențele contabile ale RAAN." Mai mult decât atât, lichidatorul judiciar a considerat că solicitarea înscrierii în tabel a sumei de 78.096.209 lei este tardiv formulată, fiind aferentă perioadei 2011 – 2013, motiv pentru care declarația de creanță trebuia să fie formulată la momentul deschiderii procedurii insolvenței, respectiv în data de 18.09.2013. S-a depus în termen legal contestație la Tabelul suplimentar de creanțe, tribunalul Mehedinți încuviințând proba cu expertiza contabilă.

La termenul din 14.06.2018 se suspendă judecarea cauzei până la soluţionarea dosarului nr. 3014/2/2014 aflat pe rolul ÎCCJ, iar în data de 14.02.2019, Tribunalul Mehedinti a dispus conexarea dosarului la dosarul nr. 9089/101/2013/a140 (având ca obiect pretenţii – cerere de plată). Astfel judecarea dosarului a fost amânată, întrucât instanţa a considerat că este utilă soluţionarii cauzei prezentarea Deciziei civile nr. 2969/26.09.2018, pronununţată de Înalta Curte de Casaţie şi Justiţie în dosarul nr. 3014/2/2014, având ca obiect anulare decizie Preşedinte ANRE nr. 743/2014.

Soluţia Tribunalului Mehedinti prin Hotarârea 163/ 20.06.2019 este: Admite excepţia decăderii. Admite în parte acţiunea principală precum şi contestaţia conexată. Obligă pârâta la plata către reclamantă a sumei de 16.950.117,14 lei creanţă născută în cursul procedurii, dispunând înscrierea acesteia în tabelul creditorilor constituit împotriva debitoarei RAAN cu această sumă. Respinge în rest cererile conexate. În temeiul art. 453 al. 2 C. pr. civ. Obligă pârâta să plătească reclamantei 1000 lei cheltuieli de judecată. Cu apel. Pronunţată în şedinţă publică. Transelectrica va declara apel în termenul legal.

CURTEA DE CONTURI

Ca 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 respectivului 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, care are drept obiect "anulare acte de control" – Încheiere nr.7/20.02.2014 emisă de Curtea de Conturi.

La data de 13.06.2018 se admite în parte acțiunea reclamantei. Anulează în parte încheierea nr. 7/20.02.2014, decizia nr. 37/9.12.2013 și raportul de control nr. 35521/6.11.2012 emise de pârâtă în ceea ce priveste măsurile dispuse prin decizia mai sus indicată la pct. I.1, I.3, I.6, I.8, I.11, II.14, II.15, II.17, II.18, II.20, II.21, II.22 și parțial măsura de la pct. II.13 în sensul înlăturării sintagmei "inclusiv pentru cele constatate în cazul facturilor emise de FLOREA ADMINSTRARE IMOBILIARĂ SRL". Respinge în rest, acțiunea reclamantei ca neîntemeiată. Omologhează raportul de expertiză tehnică electroenergetică întocmit în cauză de expert Toaxen Vasile. Obligă pârâta să plătească reclamantei suma de 121.375 lei cheltuieli de judecată (parțial onorarii de expert și taxă judiciară de timbru). Document hotărâre 2771/13.06.2018.

Transelectrica a declarat recurs la data de 14.06.2019.

Urmare a unui control desfăşurat în anul 2017, Curtea de Conturi a dispus anumite măsuri de implementat de către Companie ca rezultat al unor deficienţe constatate cu ocazia acestui control. CNTEE Transelectrica SA a formulat un numar 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.

Contestațiile sunt în curs de soluționare pe rolul Curții de Apel București și al Înaltei Curți de Casație și Justiție.

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%.

La termenul din data de 27.03.2018 onorariul de expert pus în sarcina reclamantei a fost achitat şi se va dispune revenirea cu adresă către expert pentru a efectua şi depune la dosar raportul de expertiză încuviinţat.

La termenul din data de 25.09.2018 soluţia pe scurt a fost că se va reveni cu adresă către expert, în vederea efectuării şi depunerii la dosar a raportului de expertiză, cu menţiunea de a face dovada imposibilităţii depunerii raportului de expertiză până la termenul de judecată, sens în care va dispune amânarea cauzei.

La termenul de judecată din data de 22.01.2019 instanța încuviințează în principiu cererea de intervenție accesorie în interesul pârâtei (ANRE), formulată de intervenienta ALRO SA, cu cale de atac odată cu fondul. În data de 25.06.2019 pentru a da posibilitate părţilor să ia cunoştinţă de conţinutul raportului de expertiză, se dispune amânarea cauzei şi acordarea unui nou termen de judecată în data 10.09.2019.

Litigiul nu a afectat relația cu ANRE și nici rezultatele financiare ale Companiei.

OPCOM

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

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

plata sumei de 582.086,31 euro (2.585.161,72 lei), reprezentând suma 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 lei cu titlu de dobândă legală aferentă perioadei 11.06.2014 – 24.11.2014 la care se adaugă cheltuieli de judecată în sumă de 37.828 lei.

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.

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 lei, cu titlu de cheltuieli de judecată, cu drept de apel în termen de 30 zile de la comunicare. Împotriva sentinței nr. 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 pe scurt: 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 16.129 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 din 10.10.2016.

OPCOM S.A a declarat recurs, care a fost înregistrat la Înalta Curte de Casație și Justiție.

Termen de judecată la ICCJ: 13.03.2018. Soluția ICCJ pe scurt: Admite recursul declarat de recurentulreclamant Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi Gaze Naturale – OPCOM S.A. împotriva deciziei nr. 1517/10.10.2016, pronunţată de Curtea de Apel Bucureşti – Secţia a V-a Civilă. Casează decizia atacată şi trimite cauza, spre o nouă judecată, instanţei de apel. Definitivă.

La termenul de judecată din data de 01.10.2018, Curtea de Apel București a dispus respingerea apelului ca nefondat și obligarea apelantei pârate la plata către intimatul reclamant a sumei de 26.070,31 lei, cu titlu de cheltuieli de judecată. Cu recurs în termen de 30 de zile de la comunicare.

În data de 27.11.2018 CNTEE Transelectrica SA a declarat recurs, care se află în procedura de filtru la ICCJ.

Compania a înregistrat în anul 2014 un provizion în sumă de 2.670.029 lei pentru litigiul cu Filiala OPCOM SA.

CONAID COMPANY SRL

În anul 2013, Conaid Company SRL a dat in judecată CNTEE Transelectrica pentru refuzul nejustificat al acesteia de a semna un act adițional la contractul de racordare sau un nou contract de racordare și a solicitat despăgubiri pentru cheltuielile suportate până la acel moment în sumă de 17.419.508 lei și profiturile nerealizate pe perioada 2013-2033 în sumă de 722.756.000 EUR. Până în acest moment, Compania nu a încheiat un act adițional la contractul de racordare întrucât condițiile suspensive incluse în contract nu au fost îndeplinite de către Conaid Company SRL. Un contract nou de racordare ar fi trebuit încheiat până la data de 11 martie 2014, dată la care avizul tehnic de racordare a expirat. La data acestor situații financiare sumele pretinse de Conaid Company SRL au fost considerate drept datorii contingente întrucat este improbabil ca pentru decontarea acestei obligații vor fi necesare ieșiri de resurse încorporând beneficii economice, iar valoarea obligației nu poate fi evaluată suficient de credibil. Dosarul nr. 5302/2/2013 s-a aflat pe rolul Inalței Curții de Casație și Justiție. Secția Contencios Administrativ și Fiscal, având ca obiect obligare emitere act administrativ, stadiul procesual – recurs, termenul de judecată fiind 09.12.2015. La acest termen, Înalta Curte de Casație și Justiție a admis, în principiu, recursurile și a fixat termen de judecată, pe fond, a recursurilor la data de 08 aprilie 2016. Complet 4, cu citarea părţilor.

Judecarea cauzei a fost amânată pentru data de 17.06.2016, când instanța a rămas în pronunțare, amânând pronunțarea la data de 29.06.2016, când a pronunțat Decizia nr. 2148/2016, prin care a dispus urmatoarele: "Respinge excepţiile invocate de recurenta-reclamantă Conaid Company S.R.L., prin administrator judiciar RVA Insolvency Specialists SPRL şi de recurenta-pârâtă Compania Naţională de Transport a Energiei Electrice Transelectrica S.A. Admite recursul declarat de pârâta Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica S.A. împotriva încheierii de şedinţă din 18 februarie 2014 şi a sentinţei civile nr. 1866 din 11 iunie 2014, pronunţate de Curtea de Apel Bucureşti – Secţia a VIII-a contencios administrativ şi fiscal. Casează încheierea atacată şi sentinţa în parte şi trimite cauza la Tribunalul Bucureşti – Secţia a VI-a civilă spre soluţionare a acţiunii reclamantei în contradictoriu cu Compania Naţională de Transport a Energiei Electrice Transelectrica S.A. Menţine celelalte dispoziţii ale sentinţei în ceea ce priveşte acţiunea reclamantei împotriva Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei. Respinge recursurile declarate de reclamanta Conaid Company S.R.L., prin administrator judiciar RVA Insolvency Specialists SPRL şi de intervenienta Duro Felguera S.A. împotriva sentinţei civile nr. 1866 din 11 iunie 2014, pronunţată de Curtea de Apel Bucureşti – Secţia a VIII-a contencios administrativ şi fiscal. Respinge recursul declarat de pârâta Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica S.A. împotriva încheierii de şedinţă din 25 martie 2014, pronunţate de Curtea de Apel Bucureşti – Secţia a VIII-a contencios administrativ şi fiscal. Definitivă. Pronunţată în şedinţă publică, în data de 29 iunie 2016.

Pe rolul Tribunalului București – Secția a VI-a Civilă, cauza a fost înregistrată sub nr. 12107/3/2017. Prin sentința civilă nr. 4364/23.11.2017, Tribunalul admite excepţia de inadmisbilitate și respinge ca inadmisibilă cererea. De asemenea, respinge cererea de intervenţie în interesul reclamantei. Cu apel în termen de 30 de zile de la comunicare. Apelul a fost depus la Tribunalul Bucureşti Secţia a VI a Civilă și la dispoziţia părţilor prin intermediul grefei, în data de 23.11.2017.

La data de 02.11.2018, pe rolul Tribunalului București – Secția a VI-a civilă – a fost înregistrată o nouă cerere de chemare în judecată formulată de Conaid Company SRL, în dosarul nr. 36755/3/2018, prin care reclamanta a solicitat instanţei să dispună obligarea Transelectrica SA la "repararea prejudiciului cauzat reclamantei, ca urmare a neexecutării culpabile a obligațiilor de către pârâtă, în cuantum de 17.216.093,43 lei, constând în paguba efectiv suferită și beneficiul nerealizat, estimat provizoriu la 100.000 euro. Având în vedere refuzul nejustificat al Transelectrica SA de a încheia și semna un act adițional la Contractul nr.C154/27.04.2012, și în situația în care instanța va considera că, din punct de vedere formal, nu poate fi considerată îndeplinită de către reclamantă obligația vizând condițiile suspensive, aceasta neexecutare se datorează culpei exclusive a Transelectrica SA, pârâta împiedicând îndeplinirea condițiilor".

Termen de judecată nou: 17.09.2019.

FF WIND ENERGY INTERNAȚIONAL SRL

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, și obligarea Companiei la plata sumei de 32.777.167.35 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.

La termenul de judecată din 28.12.2018 instanța respinge cererea de chemare în judecată, astfel cum a fost precizată, ca neîntemeiată. Ia act că pârâta nu a solicitat cheltuieli de judecată, cu drept de apel în 30 de zile de la comunicare. Conform art. 425 alin. 3 şi art. 471 alin. 1 din Codul de procedură civilă, apelul şi motivele de apel se depun la Tribunalul Bucureşti, Secţia a VI-a Civilă. Document: Hotarâre 3891/ 28.12.2018.

Societatea FF Wind Energy Internațional SRL a declarat apel, care s-a judecat la data de 18.06.2019, iar pronunțarea a fost amânată pentru data de 23.07.2019, când soluția pe scurt a fost următoarea: "Respinge apelul, ca nefondat. Cu drept de recurs în 30 de zile de la comunicare. Cererea de recurs se depune la Curtea de Apel Bucureşti - Secţia a VI-a Civilă, sub sancţiunea nulităţii. Pronunţată în şedinţă publică. Document: Hotarâre 1191/23.07.2019".

ANAF

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 99.013.399 lei, ANAF – DGAMC a stabilit obligații fiscale suplimentare de plată de către Companie, în sumă de 35.105.092 lei, precum și obligații fiscale accesorii (dobânzi/majorări de întarziere și penalități de întârziere), în sumă de 63.908.307 lei.

În principal, Raportul de inspecție fiscală al ANAF consemnează urmatoarele obligații de plată suplimentare: impozit pe profit în sumă de 13.726.800 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.

ANAF a emis titlul executoriu nr. 13540/22.08.2017 în baza căruia au fost executate obligațiile suplimentare de plată stabilite prin Decizia de impunere nr. F-MC 439/30.06.2017.

Compania a solicitat anularea titlului executoriu nr. 13540/22.08.2017 la Curtea de Apel – dosar nr. 7141/2/2017. Soluția pe scurt: Admite excepţia necompetenţei materiale a Curţii de Apel Bucureşti – SCAF. Declină în favoarea Judecătoriei Sector 1 Bucureşti competenţa materială de soluţionare a cauzei. Fără cale de atac. Pronunţată în şedinţă publică din 08.02.2018. Document: Hotarâre 478/2018 din 08.02.2018.

În urma declinării competenței, pe rolul Judecătoriei Sector 1 a fost înregistrat dosarul nr. 8993/299/2018, prin care Compania a contestat executarea silită pornită în temeiul titlului executoriu nr. 13540/22.08.2017, care are la bază Decizia de impunere nr. F-MC 439/30.06.2017.

Ulterior contestării de către Companie a actului administrativ fiscal Decizia nr.F-MC 439/30.06.2017, ANAF a comunicat Companiei Decizia nr. 122/13.03.2018 prin care respinge ca nemotivată contestația formulată de CNTEE Transelectrica SA, decizia fiind primită la data de 16.03.2018, ulterior depunerii cererii de chemare în judecată care face obiectul dosarului nr.1802/2/2018.

Soluția pe scurt: Admite cererea de suspendare a judecăţii formulată de contestatoare. În baza art. 413 alin. (1) pct. 1 cod proc. civilă suspendă judecata până la soluţionarea definitivă a dosarului nr. 1802/2/2018, aflat pe rolul Curţii de Apel Bucureşti, Secţia a VIII-a contencios administrativ şi fiscal. Cu recurs pe toată durata suspendării, cererea de recurs urmând a se depune la judecătoria sectorului 1 Bucureşti. Pronunţată în şedinţă publică - Document: Încheiere - Suspendare 17.04.2018.

Pe rolul Curții de Apel se află dosarul nr. 1802/2/2018 prin care Compania a contestat actul administrativ fiscal Decizia nr.F-MC 439/30.06.2017.

La termenul de judecată din 06.11.2018 a fost admisă administrarea probei cu expertiza în specializarea contabilitate - fiscalitate. Termen nou de judecată: 10.09.2019.

ROMENERGY INDUSTRY

Dosarul nr. 2088/107/2016 pe rolul Tribunalului Alba, are ca obiect "Faliment - Cerere de înscriere la masa credală".

Transelectrica a depus cerere înscriere la masa credală cu suma de 16.112.165,18 mil lei, iar creanța a fost admisă și înscrisă în Tabelul preliminar

Soluția pe scurt: Stabilesc termen la 14.10.2019, 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. 59 Legea 85/2014; - pentru termenul de verificare, cu 5 zile înaintea termenului, raportul de sinteză la 120 de zile, prevăzut de partea finală a alin. 3 din art. 59 Legea 85/2014. Document: Încheiere de şedinţă 10.06.2019.

DAGESH ROM

Dosarul nr. 17284/3/2015 se află pe rolul Tribunalului Bucureşti/Curtea de Apel şi are obiect: pretenţii - în valoare de 2.784.950 lei, reprezentând indexare chirie şi penalitaţi de întarziere la indexare chirie + 168.500 lei, reprezentând diferenţă taxă de servicii şi penalitaţi de întârziere.

Soluţia TMB

1. Admite excepţia prescripţiei cu privire la pretenţiile reprezentate de: - diferenţa de chirie solicitată pentru perioada 04.03.2012 - 12.05.2012; penalităţile aferente sumelor solicitate cu titlu de diferenţă de chirie calculată pentru perioada 04.03.2012 - 12.05.2012; diferenţa de taxa de servicii solicitată pentru perioada 04.03.2012 - 12.05.2012; penalităţile aferente sumelor solicitate cu titlu de diferenţă de taxa de servicii calculată pentru perioada 04.03.2012 - 12.05.2012. Respinge aceste pretenţii ca prescrise.

2. Respinge celelalte pretenţii ca neîntemeiate.

3. Obligă reclamanta la plata către pârâtă a sumei de 2.250 lei, cu titlu de cheltuieli de judecată. 4. Cu apel în 30 zile de la comunicare. Apelul se depune la Tribunalul Bucureşti - Secţia a VI-a Civilă. Pronunţată în şedinţă publică. Hotarâre 7230/15.11.2016.

Soluţia CAB: Dagesh a declarat apel la data de 04.10.2017. Soluţia pe scurt: Admite apelul. Schimbă în parte sentinţa atacată. Admite în parte cererea de chemare în judecată, în sensul că obligă pârâta să plătească reclamantei suma de 76.265,23 lei, cu titlu de diferenţă taxă servicii pe anul 2012 şi suma de 76.265,23 lei, cu titlu de penalităti de întârziere aferente. Menţine în rest dispoziţiile sentinţei apelate. Obligă intimata-pârâtă să plătească apelantei-reclamante suma de 31.877,45 lei, cu titlu de cheltuieli de judecată în fond şi apel. Cu recurs în termen de 30 zile de la comunicare. Recursul se depune la Curtea de Apel Bucureşti-Secţia a VI-a civilă. Pronuntaţă în şedinţă publică. Document: Hotarâre 810/20.04.2018.

Ambele părţi au declarat recurs, care are termen de judecată la data de 24.09.2019 la Inalta Curte de Casaţie şi Justiţie.

MUNICIPIUL REŞIŢA

Dosarul nr.2494/115/2018*, înregistrat pe rolul Tribunalului Caraş Severin, are ca obiect cererea de chemare în judecată, prin care reclamantul Municipiul Reşiţa solicită obligarea pârâtei Transelectrica SA la plata următoarelor sume:

• 2.129.765,86 lei, reprezentând chiria pentru suprafaţa de teren ocupată temporar din fondul forestier aferentă anului 2015;

• 2.129.765,86 lei, reprezentând chirie teren aferentă anului 2016;

• 2.129.765,86 lei, reprezentând chirie teren aferentă anului 2018;

• dobândă legală penalizatoare de la scadenţă şi până la plata efectivă.

Soluţia pe scurt: Admite excepţia de necompetenţă teritorială a Tribunalului Caraş-Severin. Declină competenţa de soluţionare a cererii formulate de reclamantul Municipiul Reşiţa - prin primar, în contradictoriu cu pârâta Compania Naţională de Transport a Energiei Electrice "Transelectrica" SA, în favoarea Tribunalului Bucureşti. Fără cale de atac, conform art.132 alin.3 Cod procedură civilă. Pronunţată în ţedinţă publică. Hotarâre 313/11.03.2019

Tribunalul Bucureşti a stabilit primul termen de judecată la data de 17.09.2019.

ELCEN

Prin contestaţia împotriva măsurii administratorului judiciar de a refuza să răspunda la cererea de plată, care face obiectul dosarului nr. 6642/3/2018 înregistrat la Tribunalul Bucureşti, Transelectrica a solicitat obligarea debitoarei ELCEN SA – societate în insolvenţă, la plata sumei de 56.680.387 lei, reprezentând contravaloare supracompensare, conform Decizie Preşedinte ANRE nr. 476/30.03.2017.

Soluţia Tribunalului Bucureşti, pe scurt: Respinge, ca neîntemeiata, exceptia tardivităţii contestaţiei invocată de intimată ELCEN prin întâmpinare. Admite contestaţia formulată împotriva măsurii administratorului judiciar. Obligă debitoarea să achite contestatoarei suma de 56.680.387 lei, reprezentând diferenţa neachitată aferentă Deciziei de supracompensare nr. 476/30.03.2017 şi facturii seria TEL17COG nr. 17948/30.03.2017. Admite capătul de cerere referitor la obligarea debitoarei la plata cheltuielilor de judecată.

Obligă debitoarea la plata către contestatoare a sumei de 2.500 de lei cu titlu de cheltuieli de judecată, reprezentând taxa de timbru şi onorariu provizoriu de expertiză. Cu drept de apel în termen de 7 zile de la comunicare. Cererea de apel se va depune la Tribunalul Bucureşti - Secţia a VII-a Civilă. Pronunţată în şedinţă publică. Document: sentinţă civilă nr.7834/21.12.2018.

Elcen a declarat apel, care a fost respins ca nefondat la data de 11.06.2019.

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.

ANEXA 1: Situația separată a poziției financiare

[mil RON]	S1 2019	An 2018	Δ	Δ (%)
	1	2	3=1-2	4=1/2
ACTIVE
Active imobilizate
Imobilizări corporale	2.944	2.988	(45)	(1%)
Imobilizări necorporale	33	23	10	45%
Imobilizări financiare	80	80	0	0%
Total active imobilizate	3.057	3.091	(34)	(1%)
Active circulante
Stocuri	39	35	5	14%
Creanţe	823	1.064	(241)	(23%)
Alte active financiare	50	0	50	n/a
Numerar şi echivalente	297	482	(186)	(38%)
Total active circulante	1.209	1.581	(372)	(24%)
Total active	4.266	4.672	(406)	(9%)
CAPITALURI PROPRII ŞI DATORII
Capitaluri proprii
Capital social ,din care	733	733	0	0%
Capital social subscris	733	733	0	0%
Primă de emisiune	50	50	0	0%
Rezerve legale	124	124	0	0%
Rezerve din reevaluare	501	523	(22)	(4%)
Alte rezerve	68	67	1	2%
Rezultat reportat	1.365	1.313	52	4%
Total capitaluri proprii	2.841	2.809	32	1%
Datorii pe temen lung
Venituri în avans pe termen lung	377	411	(34)	(8%)
Împrumuturi pe termen lung	135	144	(9)	(6%)
Datorii privind impozitele amânate	54	56	(2)	(4%)
Obligaţii privind beneficiile angajaţilor	52	52	0	0%
Total datorii pe termen lung	618	664	(45)	(7%)
Datorii curente
Datorii comerciale şi alte datorii	506	1.021	(515)	(50%)
Alte impozite şi obligaţii pentru asigurări
sociale	8	10	(2)	(18%)
Împrumuturi pe termen scurt	187	53	134	252%
Provizioane	64	96	(31)	(33%)
Venituri în avans pe termen scurt	39	19	20	101%
Impozit pe profit de plată	2,1	0,2	1,8	758%
Total datorii curente	807	1.199	(392)	(33%)
Total datorii	1.425	1.863	(438)	(24%)
Total capitaluri proprii şi datorii	4.266	4.672	(406)	(9%)

ANEXA 2: Contul separat de profit și pierdere

[mil RON]
Indicator	An 2018	T1 2019	S1 2019	S1 2018	Bugetat S1 2019	Realizat 2019 vs 2018	Realizat 2019 vs 2018 (%)	Realizat vs Bugetat 2019	Realizat vs Bugetat 2019 (%)
0	1	2	3	4	5	6=3-4	7=3/4	8=3-5	9=3/5
Venituri din exploatare
Venituri din serviciile de transport	1070	290	552	505	556	47	9%	(4)	(1%)
Venituri din serviciile de sistem	702	173	328	375	326	(47)	(13%)	2	1%
Venituri din piaţa de echilibrare	904	175	280	331	392	(51)	(15%)	(112)	(29%)
Alte venituri	46	10	24	22	29	2	9%	(5)	(17%)
Total venituri din exploatare	2.722	649	1.184	1.233	1.303	(49)	(4%)	(119)	(9%)
Cheltuieli din exploatare
Cheltuieli privind operarea sistemului	309	101	180	150	188	30	20%	(8)	(4%)
Cheltuieli cu piaţa de echilibrare	904	175	280	331	392	(51)	(15%)	(112)	(29%)
Cheltuieli privind serviciile de sistem	678	185	353	309	307	44	14%	46	15%
tehnologic
Amortizare	298	72	142	151	155	(9)	(6%)	(13)	(8%)
Cheltuieli cu personalul	189	48	103	89	107	14	16%	(4)	(4%)
Reparaţii şi mentenanţă	91	20	44	38	53	7	18%	(9)	(16%)
Materiale şi consumabile	12	2	3	4	6	(1)	(24%)	(3)	(44%)
Alte cheltuieli din exploatare	141	3	39	49	87	(10)	(21%)	(48)	(55%)
Total cheltuieli din exploatare	2.620	605	1.144	1.121	1.295	23	2%	(151)	(12%)
Profit din exploatare	101	44	40	112	8	(72)	(65%)	32	n/a
Venituri financiare	17	3	6	7	3	(1)	(19%)	3	92%
Cheltuieli financiare	25	7	10	12	11	(2)	(17%)	(1)	(7%)
Rezultat financiar net	(8)	(4)	(4)	(5)	(8)	1	15%	4	45%
Profit înainte de impozitul pe profit	93	39	35	107	0	(71)	(67%)	35	n/a
Impozit pe profit	12	1	5	9	0	(4)	(43%)	5	n/a
Profitul exerciţiului	81	38	30	98	(0)	(68)	(69%)	31	n/a

ANEXA 3: Situația separată a fluxurilor de trezorerie

[Mil RON]	S1 2019	S1 2018	Δ	2019 vs 2018 (%)
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare
Profitul perioadei	30,2	98,0	(68)	(69%)
Ajustari pentru:
Cheltuiala cu impozitul pe profit	4,9	8,6	(4)	(43%)
Cheltuieli cu amortizarea	135,5	151,1	(16)	(10%)
Cheltuieli cu ajustările pentru deprecierea creanţelor comerciale	3,8	4,2	(0)	(10%)
Reversarea ajustărilor pentru deprecirea creanţelor comerciale	(2,4)	(3,6)	1	33%
Pierderi din debitori diverşi	0,1	0,0	0	n/a
Venituri nete cu ajustările pentru deprecierea debitorilor diverşi	(0,7)	(2,8)	2	76%
Cheltuieli nete cu ajustările pentru deprecierea stocurilor	0,1	0,1	0	55%
Profit/Pierdere netă din vânzarea de imobilizări corporale	0,0	(0,4)	0	n/a
Cheltuieli nete cu ajustările de valoare privind imobilizările corporale	1,4	0,5	1	177%
Venituri nete privind provizioanele pentru riscuri şi cheltuieli	(31,3)	0,0	(31)	n/a
Cheltuieli cu dobânzile, veniturile din dobânzi, cheltuieli şi venituri nerealizate din diferenţe de curs valutar	4,7	6,5	(2)	(28%)
Fluxuri de trezorerie înainte de modificările capitalului circulant	146,3	262,3	(116)	(44%)
Modificări în:
Clienţi şi conturi asimilate - energie şi alte activităţi	(6,1)	37,5	(44)	n/a
Clienţi – echilibrare	253,6	58,9	195	330%
Clienţi – cogenerare	(7,2)	9,0	(16)	n/a
Stocuri	(4,7)	(2,9)	(2)	(60%)
Datorii comerciale şi alte datorii - energie şi alte activităţi	(95,3)	115,6	(211)	n/a
Datorii – echilibrare	(289,8)	(79,0)	(211)	(267%)
Datorii – cogenerare	(64,7)	(88,9)	24	27%
Alte impozite şi obligaţii pentru asigurări sociale	(1,8)	(0,9)	(1)	(94%)
Venituri în avans	(13,2)	(15,7)	3	16%
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare	(82,9)	295,9	(379)	(128%)
Dobânzi plătite	(4,6)	(4,4)	(0)	(6%)
Impozit pe profit plătit	(5,3)	(11,2)	6	53%
Numerar net generat din activitatea de exploatare	(92,8)	280,3	(373)	(133%)
Fluxuri de trezorerie din activitatea de investiţii
Achiziţii de imobilizări corporale şi necorporale	(100,8)	(82,4)	(18)	(22%)
Încasări din finanţare nerambursabilă CE	0,0	10,2	(10)	(100%)
Dobânzi încasate	2,2	3,0	(1)	(26%)
Titluri de participare deţinute la TSC NET	0,0	(2,2)	2	n/a
Încasări din vânzarea de imobilizări corporale	0,0	0,7	(1)	(100%)
Alte active financiare	(50,0)	(125,0)	75	60%
Numerar net utilizat în activitatea de investiţii	(148,6)	(195,8)	47	24%
Fluxuri de trezorerie utilizate în activitatea de finanţare
Rambursări ale împrumuturilor pe termen lung	(39,5)	(58,7)	19	33%
Utilizare linie de credit cogenerare	161,8	0,0	162	n/a
Dividende plătite	(66,4)	(1,0)	(65)	n/a
Numerar net utilizat în activitatea de finanţare	55,8	(59,7)	116	194%
Diminuarea netă a numerarului şi echivalentelor de numerar	(185,6)	24,9	(210)	n/a
Numerar şi echivalente de numerar la 1 ianuarie	482,2	520,7	(39)	(7%)
Numerar şi echivalente de numerar la sfârşitul perioadei	296,6	545,6	(249)	(46%)

Indicatori	Formula de calcul	S1 2019	An 2018
Indicatorul lichiditatii curente (x)	Active curente Datorii curente	1,50	1,32
Indicatorii gradului de îndatorare (x):
(1) Indicatorul gradului de îndatorare	Capital împrumutat x 100 Capital propriu	11,3%	7,0%
(2) Indicatorul gradului de îndatorare	Capital împrumutat x 100 Capital angajat	10,2%	6,6%
Viteza de rotaţie clienţi (zile)	Sold mediu clienţi* x nr.zile Cifra de afaceri	97,31	90,96
Viteza de rotaţie active imobilizate (x)	Cifra de afaceri Active imobilizate	0,38	0,87

ANEXA 4: Indicatorii economico-financiari aferenţi perioadei de raportare

*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: Acte constitutive modificate în anul 2019

Nu este cazul.

ANEXA 6: Acte de numire/revocare emise in anul 2019

Directorat

• Conform Decizie CS nr.20/11.04.2019
  • în contextul ajungerii la termen în data de 20 aprilie 2019 a mandatelor actualilor membri ai Directoratului, Consiliul de Supraveghere a decis prelungirea mandatelor membrilor provizorii ai Directoratului cu o durată de 2 luni, începând cu data de 21.04.2019 și până la data de 20.06.2019 pentru următoarele persoane: Marius-Dănuț CARAȘOL, Claudia-Gina ANASTASE, Andreea Georgiana FLOREA,Constantin SARAGEA, Adrian SAVU
• Conform Decizie CS nr.21/11.04.2019
  • domnul Marius-Dănuț CARAȘOL se alege ca Președinte al Directoratului denumit alternativ Director General Executiv sau Chief Executive Officer – CEO – al Companiei pentru perioada 21 aprilie – 20 iunie 2019.
• Conform Decizie CS nr.30/04.06.2019
  • Membri Consiliului de Supravehere iau act de ajungerea la termen în data de 20 iunie 2019 a mandatelor membrilor provizorii ai Directoratului: Marius-Dănuț CARAȘOL, Claudia-Gina ANASTASE, Andreea Georgiana FLOREA, Constantin SARAGEA, Adrian SAVU
• Conform Decizie CS nr.31/04.06.2019
  • În contextul ajungerii la termen în data de 20 iunie 2019 a mandatelor actualilor membri ai Directoratului, Consiliul de Supraveghere a decis prelungirea mandatelor membrilor provizorii ai Directoratului cu o durată de 4 luni, începând cu data de 21.06.2019 pentru următoarele persoane: Marius - Dănuț CARAȘOL, Claudia - Gina ANASTASE, Andreea Georgiana FLOREA, Alina-Elena TEODORU, Adrian SAVU

Consiliul de Supraveghere

• Prin Hotărârile AGOA nr.4,5,6,7,8,9,10 și 11/ 29 martie 2019
  • au fost numiți în în calitate de membri provizorii al Consiliului de Supraveghere ai Companiei începând cu data de 30 martie 2019, cu o durată a mandatului de două luni, următorii: Adrian MITROI, Alin Sorin MITRICĂ, Constantin DUMITRU, Virginia Mihaela TOADER, Mihaela CONSTANTINOVICI, Mircea Gheorghe Dumitru COȘEA, Carmen Nina CRIȘU.
• Prin Hotărârea AGOA nr.5/29 martie 2019
  • Alin Sorin MITRICĂ, numit în calitate de membru provizoriu al Consiliului de Supraveghere a semnat declarația de acceptare a mandatului în data de 02 aprilie 2019, dată la care numirea acestuia devine efectivă.
• Prin Hotărârea AGOA nr.10/29 martie 2019
  • Carmen Nina CRIȘU numită în calitate de membru provizoriu al Consiliului de Supraveghere, a refuzat acceptarea mandatului din motive de incompatibilitate.
• Prin Deciziile nr.13/08.04.2019 și nr.14/08.04.2019
  • Consiliul de Supraveghere a hotărât alegerea în funcţia de Preşedinte al Consiliului de Supraveghere a domnului Mircea Gheorghe Dumitru COȘEA și numirea în calitate de membru provizoriu al Consiliului de Supraveghere a domnului Florin – Radu CIOCĂNELEA cu un mandat care va expira la data de 29 mai 2019, dată la care expiră mandatele membrilor Consiliului de Supraveghere în funcție.
• Prin Hotărârile nr.14 și 15 ale AGOA din 14 mai 2019
  • se prelungesc mandatele de membri provizorii ai Consiliului de Supraveghere ai Companiei începând cu data de 30 mai 2019, cu o durată a mandatului de patru luni.
• Conform Decizie CS nr.29/04.06.2019
  • se alege ca Președinte al Consiliului de Supraveghere domnul Mircea Gheorghe Dumitru COȘEA.

ANEXA 7 RAPORT (conform HAGEA nr. 4/29.04.2015) privind contractele semnate în semestrul I/ 2019 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.				Valoarea				Procedura de
Crt.	Număr Contract	Obiectul Contractului	Durată	Mii Lei	Mii Euro	Tip Contract	Temeiul Legal	Achiziţie
0	1	2	3	4	5	6	7	8
1	C 112/2019	Retehnologizare stația 110 kV Timişoara şi trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porţile de fier-Anina-Reşiţa-Timişoara-Săcălaz-Arad, etapa II: Staţia 400 kV Timişoara	60	-	18.430	Lucrări	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Licitaţie deschisă
2	C 8/2019	Retehnologizare stația 220/110 kv Iaz	34	-	11.732	Lucrări	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Licitaţie deschisă
3	BC 575/2019	Servicii de pază și intervenție pentru ST București	36	13.724	-	Servicii	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Licitaţie deschisă
4	C 720/2019	Achiziția a trei bobine de compensare de 100 MVAR, 400 kV pentru stațiile 400 kV Arad, București Sud și Bradu	12	13.486	-	Furnizare	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Licitaţie deschisă
5	C 5/2019	Montare TRAFO T3 - 400/110 kV, 250 MVA în stația 400/110 kV Sibiu Sud - echipament primar (TRAFO + celule 400/110 kV aferente)	18	13.140	-	Lucrări	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Licitaţie deschisă
6	C 168/2019	Extindere stația 400 kV Cernavodă - etapa a II-a - racordare linii noi	18	11.539	-	Lucrări	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Licitaţie deschisă
7	CT 742/2019	Servicii specializate de pază, monitorizare și intervenție pentru obiectivele ST Constanța	36	7.900	-	Servicii	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Licitaţie deschisă
8	CJ 4/2019	Modernizarea stației 220/110/20 kV Vetiș - echipament primar	36	6.472	-	Lucrări	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Licitaţie deschisă
9	C 96/2019	Lucrări de remediere avarie la stâlpul nr. 120 LEA 220 kV Fântânele Gheorgheni	2,5	3.238	-	Lucrări	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Negociere fără invitaţie prealabilă
10	C 115/2019	Contract subsecvent nr. 4 la acordul cadru nr. C 14/2016 - "achiziție echipamente primare de medie și înalta tensiune"	12	3.227	-	Furnizare	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Reofertare
11	CR 12/2019	LEA 220 kV dublu circuit Ostrovu Mare RET (proiectare fază detalii de execuție și asistență tehnică)	48	758	-	Servicii	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Licitaţie deschisă
12	C 111/2019	Servicii de audit financiar pentru perioada 2018-2020	36	689	-	Servicii	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Procedură simplificată
13	C 535/2019	Servicii de evaluare a influenței instalațiilor din rețeaua electrică de transport asupra calității aerului prin monitorizarea emisiilor de poluanți în atmosferă	36	539	-	Servicii	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Procedură simplificată
14	CR 2/2019	Servicii specializate de pază și intervenție la obiectivele ST Craiova pe o durată de 3 luni	3	506	-	Servicii	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Negociere fără invitaţie prealabilă
15	SB 10/2019	Montare AT2 400 MVA, 400/231/22kV şi celule aferente în Staţia Iernut şi	26	30.740	-	Lucrări	Legea 99/2016 +	Licitaţie deschisă

Nr.		Obiectul Contractului	Durată	Valoarea				Procedura de
Crt.	Număr Contract			Mii Lei	Mii Euro	Tip Contract	Temeiul Legal	Achiziţie
		modernizarea sistemului de comandă-control al Staţiei 400/220/110/6kV Iernut, racordarea la RET a locului de producere ccc 430 MW Iernut aparţinând SNGN ROMGAZ SA şi lucrări de proiectare şi execuţie a sistemelor de protecţie aferente liniilor electrice de racord ale grupurilor noi SPEE Iernut					HG 394/2016
16	C 730/2019	Racordarea LEA 400kV Isaccea-Varna şi LEA 400kV Isaccea-Dobrudja în Staţia 400kV Medgidia Sud. Etapa i-extinderea staţiei 400kV Medgidia Sud, achiziţia ansamblului GIS 400kV, instalarea şi punerea în funcţiune a ansamblului GIS 400kV	10	-	5.168	Furnizare	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Negociere fără invitaţie prealabilă la o procedură concurenţială de ofertare
17	BC 598/2019	Modificări linii electrice aeriene cu tensiuni de 110kV, 220kV şi 400kV pentru relizarea obiectivului: străpungere Bulevardul Nicolae Grigorescu - Splai Dudescu	7	4.863	-	Lucrări	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Licitaţie deschisă
18	C 733/2019	Linie de credit bancar revolving	12	3.313	-	Servicii	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Procedură proprie
19	TM 43/2019	RC LEA 220 kV Mintia - Timişoara protecţie anticorozivă stâlpi	24	3.146	-	Lucrări	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Licitaţie deschisă
20	SB 8/2019	Servicii de întretinere a culoarului de trecere a LEA care trec prin zone cu vegetaţie arboricolă	36	2.391	-	Servicii	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Licitaţie deschisă
21	PT 42/7381/2019	Servicii de pază, intervenţie şi intervenţie în situaţii deosebite la obiectivele ST Piteşti	6	1.411	-	Servicii	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Negociere fără invitaţie prealabilă la o procedură concurenţială de ofertare
22	BA 743/2019	Servicii de întreţinere a culoarului de trecere a LEA care trec prin zone cu vegetaţie arboricolă	36	1.353	-	Servicii	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Licitaţie deschisă
23	SB 9/2019	Servicii de cosire şi îndepărtare a vegetaţiei în scopul prevenirii incendiilor în staţiile electrice din gestiunea ST Sibiu	36	583	-	Servicii	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Licitaţie deschisă
24	BA 742/2019	Servicii de cosire şi îndepărtare a vegetaţiei în scopul prevenirii incendiilor în staţiile electrice din gestiunea ST Bacău	24	553	-	Servicii	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Licitaţie deschisă
25	CR 22/2019	Servicii specializate de pază şi intervenţie la obiectivele ST Craiova pe o durată de 3 luni	3	506	-	Servicii	Legea 99/2016 + HG 394/2016	Negociere fără invitaţie prealabilă la o procedură concurenţială de ofertare

Anexa 6 – Glosar de termeni

"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
"ENTSOE"	Rețeaua Europeană a Operatorilor de Transport și de Sistem pentru Energie Electrică
"HG"	Hotărâre a Guvernului
"IFRS"	Standardele Internaționale de Raportare Financiară
"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
"RS"	Reglaj secundar
"RTL"	Reglaj terțiar lent
"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