Raport Anual 2016

RAPORT ANUAL

asupra situaţiilor financiare separate ale

CNTEE "TRANSELECTRICA" SA

întocmite în conformitate cu Ordinul Ministrului Finanţelor Publice nr. 2844/2016 cu modificările şi completările ulterioare și elaborat în conformitate cu Legea nr. 297/2016 privind piaţa de capital și ale Anexei 32 din Regulamentul nr. 1/2006 emis de Comisia Naţională a Valorilor Mobiliare,

pentru exerciţiul financiar încheiat la data de 31 decembrie 2016

Data raportului:	23 martie 2017
Denumirea emitentului:	CNTEE TRANSELECTRICA SA, societate administrată în sistem dualist
Sediul social:	Bucureşti, Blvd. Gen. Gheorghe Magheru nr. 33, sector 1, cod 010325
Punct de lucru:	Bucureşti, Str. Olteni nr. 2 - 4, sector 3, cod 030786
Număr de telefon/ fax:	021 303 5611/ 021 303 5610
Cod unic la ORC:	13328043
Număr de ordine în RC:	J40/8060/2000
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	73.303.142 acţiuni cu o valoare nominală de 10 lei/ acţiune
mobiliare emise:	acţiuni în formă dematerializată, nominative, ordinare, indivizibile, liber tranzacţionabile de la 29.08.2006 sub simbolul TEL
Valoarea de piaţă totală:	2.140.451.746 lei (29,2 lei/acţiune la 30.12.2016)
Standardul contabil aplicat:	Standardele internaţionale de raportare financiară
Auditarea:	Situaţiile financiare separate sunt auditate

	Mesajul Consiliului de Supraveghere 1
	Consiliul de Supraveghere 2
	Comitete consultative ale Consiliului de Supraveghere 6
	Modificări în cadrul Consiliului de Supraveghere 7
	Raportul Consiliului de Supraveghere 8
	Mesajul Directoratului 9
	Directoratul 10
	Modificări în cadrul Directoratului Transelectrica: 11
	Declaraţia persoanelor responsabile 12
	Cifre cheie 13
	Evenimente importante 14
	Raport Management 15
1.	Modelul de afacere 16
1.1.	Poziţionare în piața energiei electrice 16
1.2.	Portofoliul de activităţi și modelul de tarifare 18
2.	Structura Grupului 21
3.	Transelectrica pe piața de capital 24
3.1.	Structura acționariatului 24
3.2.	Evoluţie preţ acţiune 24
3.3.	Obligaţiuni 26
3.4.	Dividende 27
3.5.	Rating 27
3.6.	Relația cu investitorii 28
4.	Managementul riscului 29
4.1.	Politica privind managementul riscului 29
4.2.	Obiectivele Transelectrica privind managementul riscului 30
4.3.	Principalele riscuri identificate 31
4.3.1.	Riscuri tehnice și operaționale 31
4.3.2.	Riscuri financiare 31
4.3.3.	Riscul de rată a dobânzii 31
4.3.4.	Riscul valutar 32
4.3.5.	Riscul privind prevederile din acordurile de finanțare 33
4.3.6.	Riscul de lichiditate 33
4.3.7.	Riscul de credit 33
4.3.8.	Riscurile strategice asociate cadrului de reglementare 34
4.3.9.	Riscul de tarifare (preţ) asociat cadrului de reglementare 34

	4.3.10.	Riscul de volum 34
	4.3.11.	Riscul de implementarea codurilor de rețea 35
	4.3.12.	Riscuri asociate imprevizibilității Piețelor de Energie 35
	4.3.13.	Riscuri de legalitate rezultând din schimbările cadrului legal, politic, de reglementare, a mediului social sau politicilor interne ale Companiei 35
	4.3.14.	Riscuri privind securitatea 35
	4.3.15.	Riscuri legate de personal 36
	4.3.16.	Riscuri asociate protecției mediului 36
5.		Resurse umane 37
	5.1.	Structura personalului 37
	5.2.	Instruire profesională 38
	5.3.	Proiect de eficiență organizațională 39
	5.4.	Reprezentare sindicală 40
	5.5.	Activitatea de cercetare și dezvoltare 40
6.		Perspective și provocări 42
		Raport Operațional 44
7.		Date operaționale 45
	7.1.	Configurarea rețelei 45
	7.2.	Date operaționale selectate 46
8.		Dezvoltarea RET 51
	8.1.	Planul de dezvoltare RET – perioada 2016 – 2025 51
	8.2.	Investiții 55
	8.3.	Calitatea serviciilor furnizate 58
	8.4.	Mentenanţă 60
9.		Activități nereglementate 64
10.		Proiecte europene 66
	10.1.	Implementarea pieţei unice europene de energie electrică 66
		Raport Financiar 70
11.		Rezultate financiare separate 2016 71
	11.1.	Contul separat de profit și pierdere 72
	11.2.	Rezultatul financiar 78
	11.3.	Bilanț – poziția financiară 79
	11.4.	Fluxul de numerar 83
	11.5.	Indicatori 84
12.		Tarife reglementate pentru transportul energiei electrice 85
13.		Litigii 88
		Raport Guvernanță corporativă și responsabilitate socială 87
14.		Guvernanţă corporativă 97
15.		Responsabilitate Corporativă 115

16.	Responsabilitatea față de angajați 117
17.	Responsabilitatea faţă de mediu 120
	Anexa 1 - Actele de numire/revocare emise în anul 2016 123
	Anexa 2 - Contractele importante încheiate de societate în anul 2016 125
	Anexa 3 - Lista filialelor Transelectrica 126
	Anexa 4 - Litigii 127
	Anexa 6 - Glosar de termeni 142

Figura 1: Structură organizatorică 2
Figura 2: Lanţul valoric al energiei electrice 16
Figura 3: Portofoliul de activități 18
Figura 4: Evoluția structurii acționariatului pe parcursul anului 2016 24
Figura 5: Evoluție preț acțiune față de indicii BET si BET-NG in 2016 25
Figura 6: Evoluție preț acțiune 2016 25
Figura 7: Structura obligatarilor la 31.12.2016 26
Figura 8: Structura datoriei pe tipuri de dobandă 31
Figura 9: EURIBOR 6M (%) 32
Figura 10: Evoluție cursuri valutare 32
Figura 11: Structura personalului în funcție de sex 37
Figura 12: Structura personalului în funcție de vârstă 37
Figura 13: Număr angajați în funcție de grupele de vechime 38
Figura 14: Distribuție participări la cursuri, pe domenii 39
Figura 15: Rețeaua Electrică de Transport 45
Figura 16: Balanţa Energetică (TWh) 46
Figura 17: Putere instalată 2016 47
Figura 18: Mixul producției 2014 – 2016 (TWh) 47
Figura 19: Consum mediu net (MWh/ h) 47
Figura 20: Consum maxim orar net (MWh/ h) 48
Figura 21: Fluxuri transfrontaliere (GWh) 48
Figura 22: Grad de utilizare a capacității total alocate (%) 49
Figura 23: Evoluția CPT (2014 – 2016) 50
Figura 24: Evoluția lunară a CPT 50
Figura 25: Valoarea mijloacelor fixe intrate în contabilitate (fără TVA, mil. lei) 56
Figura 26: Configurartia RCC 67
Figura 27: Rezultatul net (mil. lei) 72
Figura 28: Venituri din activități cu profit permis (mil. lei) 74
Figura 29: Mixul de procurare în funcție de cantitățile cumpărate de pe piețe (MWh) 75
Figura 30: Pierderi fizice (GWh) 75
Figura 31: Cost mediu unitar energia procurată pentru CPT (lei) 75
Figura 32: Cheltuieli din activități cu profit permis (mil. lei) 76
Figura 33: Rezultate din activități zero-profit (mil. lei) 78
Figura 34: Rezultate financiare (mil.lei) 79
Figura 35: Structura Consiliului de Supraveghere la 31 decembrie 2016 97
Figura 36: Politica CSR – părți interesate 115
Figura 37: Acțiuni întreprinse în 2016 116

Tabel 1: Informaţii bursiere 2014-2016 25
Tabel 2: Principalele caracteristici ale obligațiunilor emise de Transelectrica 26
Tabel 3: Repartizarea profitului 2014-2016 27
Tabel 4: Rating Transelectrica 28
Tabel 5: Expunerea totală în situaţia poziţiei financiare 32
Tabel 6: Numărul mediu al angajaţilor cu contract individual de muncă pe durată nedeterminată 37
Tabel 7: Numar personal după studii 37
Tabel 8: Structura salariaților pe categorii de vârstă 37
Tabel 9: Structura salariaților pe vechime în muncă 38
Tabel 10: Structura salariaților pe vechime în cadrul Companiei 38
Tabel 11: Structura personalului pe categorii 38
Tabel 12: Cursuri externe de formare profesională și cheltuielile cu furnizorul instruirii 39
Tabel 13: Volumul capacităților energetice 45
Tabel 14: Balanţa energetică 46
Tabel 15: Putere instalată (valori brute) 47
Tabel 16: Mixul producției de energie electrică netă 47
Tabel 17: Consum maxim 48
Tabel 18: Interconexiuni transfrontaliere (utilizare capacitate totală alocată %) 49
Tabel 19: Evoluție CPT 49
Tabel 20: Achiziții de imobilizări corporale și necorporale 56
Tabel 21: Planul de investiţii (mil lei, fără TVA), conform propunere BVC 2017-2019 58
Tabel 22: Indicatori de performanță pentru activitatea de gestionare/ exploatare RET 59
Tabel 23: Indicatori de continuitate a serviciului de transport 59
Tabel 24: Tipuri de mentenanță a RET (mil lei) 62
Tabel 25: Contul separat de profit și pierdere 72
Tabel 26: Venituri din activitățile cu profit permis 73
Tabel 27: Costuri din activitățile cu profit permis 75
Tabel 28: Sinteza veniturilor din activități zero-profit 77
Tabel 29: Sinteza cheltuielilor din activități zero-profit 77
Tabel 30: Evoluția cursului de schimb valutar 78
Tabel 31: Fluxul de numerar 83
Tabel 32: Indicatori de profitabilitate, lichiditate, risc și activitate 84
Tabel 33: Suprafaţa ocupată de linii şi staţii electrice 120
Tabel 34: Gestionarea deșeurilor 120

RAPORTUL STRUCTURILOR DE CONDUCERE 2016

Mesajul Consiliului de Supraveghere

În anul 2016 Compania Națională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica SA și-a îndeplinit cu succes misiunea de a asigura funcționarea sigură și stabilă a Sistemului Electroenergetic Național din România prestând serviciul de transport al energiei electrice, serviciul de sistem și serviciul de administrare al pieței de echilibrare conform Legii energiei electrice și a gazelor naturale și a Licenței 161.

Consiliul de Supraveghere a fost interesat atat de imbunatatirea profitabilitatii Companiei cat si de mentinerea imaginii ei de partener solid si de incredere pentru toti colaboratorii.

În calitate de operator de transport și de sistem al României, Transelectrica s-a preocupat permanent de consolidarea și extinderea infrastructurii de transport al energiei electrice prin modernizarea rețelei de transport pe baza tehnologiilor celor mai performante.

Totodata Compania a elaborat un plan de dezvoltare al rețelei electrice de transport pentru următorii zece ani prin care se urmărește modernizarea stațiilor electrice existente dar și crearea de linii electrice noi. Toate aceste investiții vor consolida infrastructura de transport al energiei electrice și vor conduce la dezvoltarea pieței de energie electrică.

Astfel, prin programul actual de retehnologizare si dezvoltare a retelei electrice de transport, Transelectrica isi ia un angajament pe termen lung de dezvoltare si modernizare a sistemului electroenergetic national si de asigurare a conditiilor necesare pentru ca reteaua electrica de transport sa corespunda cerinţelor viitoare de piaţă.

Dragoș-Corneliu ZACHIA-ZLATEA

Preşedinte al Consiliul de Supraveghere

Consiliul de Supraveghere

Compania Națională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica SA ("CNTEE Transelectrica SA", "Transelectrica" sau "Compania") este o societate pe acţiuni, care este organizată și funcţionează în conformitate cu legile din România, fiind administrată în sistem dualist, în temeiul hotărârii Adunării Generale Extraordinare a Acţionarilor din data de 18 iulie 2012, de către un Directorat (format din 5 membri) aflat sub supravegherea unui Consiliu de Supraveghere (format din 7 membri).

La data întocmirii prezentului Raport, componența Consiliului de Supraveghere cu o durată a mandatului pe 4 ani, respectiv până la 30.05.2017, este următoarea:

Dragoș-Corneliu ZACHIA-ZLATEA – Preşedinte al Consiliul de

Supraveghere are peste 33 de ani de experiență profesională. Domnul Dragoş-Corneliu Zachia - Zlatea este Manager

Departament Tehnic şi de Producţie în cadrul Societăţii de Servicii Hidroenergetice Hidroserv S.A., având în coordonare activitatea tehnică şi de producţie, inclusiv managementul proiectelor de anvergură, de retehnologizare a centralelor şi staţiilor electrice.

În cei peste 33 de ani de experienţă în domeniul energetic a deţinut numeroase funcţii de conducere în cadrul S.C. Hidroelectrica S.A. - inclusiv cea de Director General și Membru Directorat.

Domnul Dragoș-Corneliu Zachia - Zlatea este licențiat al Facultăţii de Energetică – Hidroenergetică (1977-1982). De asemenea, domnul Zachia - Zlatea a urmat cursuri de specializare în diverse domenii (leadership şi conducerea schimbării, managementul riscurilor organizaţionale, arhitectura sistemelor EMSYS, etc), precum şi cursuri postuniversitare (management competitiv şi managementul calităţii sistemelor de energie) organizate atât în țară cât şi în străinătate.

Ovidiu-Petrişor Artopolescu - Membru în Consiliul de Supraveghere, are peste 31 de ani de experienţă profesională. Experienta sa profesională cuprinde funcțiile de Director pentru Proiecte Complexe în cadrul Microsoft Central & Eastern Europe (mai 2007 – feb. 2009), General Manager, Acting General Manager, Enterprise & Partners Group Manager, Business Development Manager în cadrul Microsoft Romania, Project Manager și Quality Assurance Manager la IBM Romania și cercetător în cadrul Institutului pentru Tehnică de Calcul.

Anterior, a deţinut funcţia de Secretar de Stat în cadrul Ministerului Comunicaţiilor și Societăţii Informaţionale (mai-septembrie 2012);

Domnul Ovidiu Artopolescu este licențiat al Universității Politehnica București – Facultatea de Automatizări și Calculatoare (1981).

Dorin-Alexandru Badea - Membru în Consiliul de Supraveghere, are o experienţă profesională de peste 15 ani în domeniul bancar si mediul de afaceri, dintre care 10 ani în funcţii de conducere în companii precum Banca Română de Credite şi Investiţii (Director General Adjunct, Divizia Pieţe Financiare), Atrium Capital (Director Executiv) şi UniCredit Tiriac Bank (Director Trezorerie).

Pe parcursul activităţii sale profesionale, domnul Dorin-Alexandru Badea a fost Preşedinte al CFA Institute Romania, Membru în Board-ul ACI România şi CFA România, membru fondator şi Preşedinte al Comisiei pentru Business – JCI România, precum şi membru al Comisiei Indicilor a Bursei de Valori Bucuresti.

Domnul Badea mai detine si certificarea profesionala Energy Risk Professional din partea GARP – Global Association of Risk Professionals si a absolvit programe de pregatire in Management, Leadership, Coaching, Comunicare, Strategie si Guvernanta Corporativa.

Radu Bugică - Membru în Consiliul de Supraveghere, are peste 25 de ani de experienţă profesională. În afara calităţii de membru în cadrul Consiliului de Supraveghere al Transelectrica, în prezent ocupă poziţia de Membru în cadrul Consiliului de Administraţie al Conpet SA (din octombrie 2013) și de Preşedinte al Consiliului de Administraţie/ reprezentant al Preşedintelui Consiliului de Administraţie al Covalact SA și Lactate Harghita SA, societăţi controlate de fondul de investiţii SigmaBleyzer SouthEast Europe Fund IV (din Iunie 2007, respectiv Iunie 2008);

În perioada 1997 – 2005, a lucrat pentru Global Securities, broker și bancă regională de investiții, unde a devenit Director General al filialei din România, Global Valori Mobiliare. Printre altele, a condus echipa care a listat SNP Petrom la Bursa de Valori, a făcut parte din echipa care a intermediat prima emisiune de ADR/GDR a unei societăți din România. Înainte de 2005 a lucrat în cadrul Bancpost ca Chief Dealer.

Domnul Radu Bugică este licențiat al Universității Politehnica București – Facultatea de Tehnologii Construcțiilor de Mașini (1990) si al Academiei de Studii Economice din Bucuresti – Facultatea de Finanţe, Banci si Burse de Valori (1997).

Costin Mihalache - Membru în Consiliul de Supraveghere are peste 25 de ani de experiență profesională.

Domnul Costin MIHALACHE are o experiență profesională solidă în domeniul administrației publice, al managementului superior la nivel național și multi-național, dar și în materie de politică externă și economie.

În perioada în care Transelectrica s-a aflat în administrarea Secretariatului General al Guvernului, domnul Costin MIHALACHE a contribuit esențial atât la identificarea și promovarea actelor normative care erau necesare dezvoltării activității Companiei, cât și la sprijinirea proiectelor de extindere internă și inter-conectare internațională a rețelei de transport al energiei electrice.

Domnul Costin Mihalache vorbește fluent engleza, germana și chineza.

A urmat cursurile primare ale Școlii CAESAR din orașul Köln, R.F. Germania (1974 – 1978), ulterior absolvind Liceul nr. 34 din București, cu predare în limba germană (1978 – 1986).

Este licențiat în drept (1990 - 1994) și a urmat cursurile de limbă și literatură chineză ale Universității din Beijing (1995 - 1999).

Daniel-Cristian Pȋrvulescu - Membru în Consiliul de Supraveghere, are o experiență de opt ani în domeniul energetic și deține în prezent funcția de Director General al SC ENEVO GROUP SRL.

Anterior, a activat în cadrul SC ROMELECTRO SA, ca Director Dezvoltare Afaceri și Cooperare Internațională. Din această poziție, a coordonat activitatea de dezvoltare a proiectelor de energie, reabilitări și proiecte noi în domeniile hidroenergetic, termoenergetic, cogenerare și energie regenerabilă. De asemenea, a deținut funcția de Presedinte al Consiliului de Administratie al SC ENTREX SRL, companie specializată în activități de furnizare a energiei electrice.

Domnul Daniel-Cristian Pȋrvulescu este licențiat al Universității Politehnice București – Facultatea de Energetică (2006) și este membru fondator al Electrical Engineering Students' Association Bucuresti (2002), organizație non-guvernamentală și non-profit care se adresează studenților din universități și școli cu profil electric din Europa.

Membrii Consiliului de Supraveghere sunt aleși în Adunarea Generală a Acționarilor, conform cerințelor legale prin cvorum și majoritate a voturilor. La data emiterii prezentului Raport, Transelectrica nu are cunoștință de existența unor acorduri, înțelegeri sau legături de familie ale membrilor Consiliului de Supraveghere și alte persoane datorită cărora aceștia să fi fost numiți administratori.

La data întocmirii prezentului raport, Transelectrica nu are cunoştinţă de existenţa unor litigii sau proceduri administrative împotriva Consiliului de Supraveghere, în legătură cu activitatea acestora în cadrul emitentului sau care privesc capacitatea respectivei persoane de a-şi îndeplini atribuţiile în cadrul emitentului.

Transelectrica nu are cunoştinţă ca vreun membru al Consiliului de Supraveghere să fi deţinut acţiuni TEL la 31.12.2016.

În cadrul Consiliului de Supraveghere, la data prezentului raport funcționează trei comitete consultative: un comitet de nominalizare și remunerare, un comitet de audit și un comitet de securitate energetică.

Ca urmare a intrării în vigoare a Legii nr.111/2016 la data de 4 iunie 2016, lege prin care s-au modificat și completat semnificativ prevederile OUG nr.109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice și în contextul numirii la data de 30.08.2016 în Consiliul de Supraveghere a domnilor Alexandru Dorin Badea și Manuel Costescu, AGA a aprobat pentru aceștia remunerații diferite de cele aprobate anterior, atât sub aspectul componentei fixe a remunerației cât și sub aspectul limitării cuantumului componentei variabile la maximum 12 indemnizații fixe lunare.

Precizăm că Legea nr.111/2016 prevede în ceea ce privește contractele de mandat ale membrilor Consiliului de Supraveghere și Directoratului ca acestea să ramână supuse legislației în vigoare la data încheierii acestora, dacă părțile nu convin modificarea lor potrivit Legii nr.111/2016.

Comitete consultative ale Consiliului de Supraveghere

Comitetul de audit

Membrii acestui comitet sunt Radu Bugică, Dragoș-Corneliu Zachia-Zlatea, Daniel-Cristian Pîrvulescu și Dorin-Alexandru Badea.

Comitetul de audit are drept atribuţii, între altele, monitorizarea eficacităţii sistemelor de control intern, de audit intern și de management al riscurilor din cadrul Transelectrica, verificarea și monitorizarea independenţei auditorilor externi, a activităţii de audit statutar al situaţiilor financiare anuale și a abordărilor propuse de auditorii externi, coordonând totodată activitatea acestora cu auditul intern.

Comitetul de audit monitorizează procesul de raportare financiară și de management, precum și planul financiar și procesul de elaborare a situaţiilor financiare anuale și al situaţiilor financiare anuale consolidate, monitorizează și analizează îndeplinirea indicatorilor de performanță ai sistemului de transport și se performanță economicofinanciară ai activității societății.

Comitetul de audit are un rol important în verificarea eficienţei sistemului de monitorizare a conformităţii cu legile și regulamentele aplicabile activităţii Companiei și a rezultatelor investigaţiilor conducerii în caz de nerespectare a acestora.

Totodată asistă Consiliul de Supraveghere în îndeplinirea responsabilităților acestuia de supraveghere și supervizare a elaborării și actualizării strategiei generale de dezvoltare a socității, asistă Consiliul de Supraveghere în identificarea direcțiilor majore de dezvoltare din domeniu și face recomandări pentru temele majore de considerat cu impact potențial în planul de administrare și apoi în cel de management.

Respectarea principiilor guvernanței corporative stabilite prin noul Cod de Guvernanță Corporativă al Bursei de Valori București reprezintă un angajament continuu asumat de către Consiliul de Supraveghere. Consiliul de Supraveghere prin Comitetul de audit își propune sporirea transparenței cu privire la activitatea entităților organizatorice din cadrul Companiei prin implementarea unor noi reglementări interne în ceea ce privește activitatea de Audit public intern precum și activitatea de gestiune a riscurilor semnificative din cadrul CNTEE Transelectrica SA.

Comitetul de nominalizare și remunerare

Membrii acestui comitet sunt Costin Mihalache Daniel-Cristian Pîrvulescu, Ovidiu-Petrișor Artopolescu și Dorin-Alexandru Badea.

În ceea ce priveşte aria de nominalizare, Comitetul de nominalizare și remunerare coordonează procesul de numire a membrilor Directoratului și fac recomandări privind atât pentru poziţia de membru al Directoratului, cât și pentru ocuparea posturilor vacante în cadrul Consiliului de Supraveghere.

Comitetul de nominalizare și remunerare stabileşte cerinţele pentru ocuparea unei anumite poziţii în administrarea Companiei și actualizează permanent competenţele profesionale ale membrilor Directoratului. Comitetul de nominalizare și remunerare validează organigrama Companiei.

În ceea ce priveşte aria de remunerare, Comitetul de nominalizare și remunerare elaborează politica de remunerare pentru membrii Directoratului și ai Consiliului de Supraveghere și o supune spre aprobarea Adunării Generale a Acţionarilor.

Comitetul de nominalizare și remunerare prezintă în raportul anual suma totală a remuneraţiei directe și indirecte a membrilor Directoratului și ai Consiliului de Supraveghere, cu respectarea principiului proporţionalităţii acesteia cu responsabilitatea și timpul dedicat exercitării funcţiilor de către aceştia.

Comitetul privind securitatea energetică

Membrii acestui comitet sunt Dragoș-Corneliu Zachia-Zlatea, Ovidiu-Petrișor Artopolescu, Costin Mihalache, Daniel - Cristian Pîrvulescu, Manuel Costescu.

Modificări în cadrul Consiliului de Supraveghere

06 ianuarie 2016 – Având în vedere că urmare a demisiei doamnei Carmen Neagu, Consiliul de Supraveghere nu are Președinte, în temeiul Actului constitutiv al CNTEE Transelectrica SA, până la completarea componenței Consiliului de Supreveghere, membrii acestuia vor îndeplini atribuțiile Președintelui prin rotație, în ordine alfabetică
Se desemnează în calitatea de membru al Comitetului de Nominalizare și Remunerare din cadrul Consiliului de Supraveghere domnul Daniel-Cristian PÎRVULESCU.
Se înlocuieste din calitatea de Președinte al Comitetului de Nominalizare și Remunerare din cadrul Consiliului de Suprevehgere domnul Radu-Ștefan CERNOV cu domnul Costin MIHALACHE
Se desființează Comitetul Financiar și de Dezvoltare, atribuțiile acestuia fiind preluate de către Comitetul de Audit din cadrul Consiliului de Supraveghere
Se desemnează în calitatea de membru al Comitetului de Audit din cadrul Consiliului de Supravehgere domnul Daniel-Cristian PÎRVULESCU

obiectivelor strategice pe linie de operator de sistem și securitate energetică pe ansamblul Sistemului Electroenergetic Național ("SEN"), securitate energetică la nivel RET și securitate energetică și protecţie a infrastructurii critice.

O altă atribuție constă în implicarea, sub mandatul Consiliului de Supraveghere, alături de Directorat, în dialogul cu autoritățile publice cu atribuții și competențe pe linie de secutitate energetică (Departamentul pentru Energie, Comisiile de specialitate din Parlament)

Se desființează Comitetul pentru relația cu autoritățile de reglementare și de strategie atribuțiile acestuia fiind preluate de către Comitetul de securitate energetică din cadrul Consiliului de Supreveghere.
23 martie 2016 membrii CS de comun acord au ales în calitatea de Președinte al Consiliului de Supraveghere pe domnul Dragoș-Corneliu ZACHIA ZLATEA
30 august 2016 prin hotărârea AGA nr.5 din data de 30 august 2016 se desemnează în calitate de membri ai Consiliului de Supraveghere domnii Dorin-Alexandru BADEA si Manuel COSTESCU
03 octombrie 2016 se desemnează în calitatea de membru al Comitetului de Nominalizare și Remunerare din cadrul Consiliului de Supraveghere domnul Dorin-Alexandru BADEA
Se desemnează în calitatea de membru al Comitetului de Audit din cadrul Consiliului de Supravehgere domnul Manuel COSTESCU
14 decembrie 2016 Consiliul de Supraveghere a luat act de demisia domnului Manuel COSTESCU din calitatea de membru al Consiliului de Supraveghere al Transelectrica SA începând cu data de 13.12.2016, la aceeași dată încetând și contractul de mandat.

Mesajul Directoratului

Compania Națională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica SA, gestionează și operează sistemul de transport al energiei electrice din România și asigură schimburile de energie electrică între țările central și est europene în calitate de membru ENTSO-E. Compania asigură transportul de energie electrică, operarea sistemului, dezvoltarea infrastructurii rețelei electrice de transport și securitatea Sistemului Electroenergetic Național.

Întrucât consolidarea infrastructurii electrice de transport al energiei electrice este și va rămâne un obiectiv esential, Compania Națională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica S.A. a semnat în anul 2016 șapte contracte pentru realizarea unor obiective de investiții în rețeaua electrică de transport (RET), în valoare totală de 157 mil lei și a pus în funcțiune obiective de investiții în valoare de 88 mil lei.

Transelectrica a actualizat Planul de dezvoltare a rețelei electrice de transport pe o perioadă de 10 ani (2016-2025) prin care își propune atât extinderea rețelei electrice de transport prin construirea de linii noi cât și retehnologizarea stațiilor existente. Valoarea totală a investițiilor planificate pe următorii 10 ani este estimată la cca. 5 miliarde lei.

Evoluția Companiei în anul 2016 a fost evaluată pozitiv de către agenția internațională de rating de credit Moody's Investors Service care a crescut cu o treapta ratingul de credit al Transelectrica de la Ba2 la Ba1, fiind totodată recunoscute rezultatele operaționale solide și performanța financiară îmbunătățită a Companiei. Cheltuielile totale operaționale au scăzut în 2016 comparativ cu perioada similară a anului anterior.

Prin acțiunile întreprinse în anul 2016 și prin cele prognozate pentru urmatorii ani Compania Națională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica SA a asigurat și asigură funcționarea Sistemului Electroenergetic Național la standarde de calitate și operarea rețelei naționale de transport al energiei electrice în condiții transparente.

Ion – Toni Teau

Președinte Directorat

Directoratul

La data emiterii prezentului raport componenţa Directoratului Transelectrica este următoarea:

Ion-Toni Teau – Director General Executiv, Președinte al Directoratului, are peste 22 de ani de experienţă profesională. Domnul Ion-Toni TEAU a îndeplinit anterior calitatea de Membru al Consiliului de Supraveghere al Transelectrica începând cu data de 30.05.2013, ulterior fiind ales Preşedinte al Consiliului de Supraveghere (25.06.2013 - 10.05.2014).

Deține şi funcția de Vicepreşedinte al Camerei Consultanților Fiscali din România, după ce anterior a deținut funcția de Președinte (februarie 2013 – iulie 2016).

Domnul Teau este licențiat al Academiei de Studii Economice București – Facultatea de Finanțe, Credit și Contabilitate (1987-1992), iar în anul 2002 a obținut titlul de doctor în economie.

Octavian Lohan – Membru al Directoratului, are o experiență profesională în domeniul tehnic de peste 40 de ani, din care în ultimii 15 ani în diferite funcții de conducere operativă, semnificativă fiind cea de director al Dispecerului Energetic Național. Se remarcă printr-o vastă activitate pe plan național în sistemul electroenergetic național (SEN) al Romaniei și deopotrivă în colaborarea cu operatorii de transport și de sistem din țările europene cu care SEN al României funcționează interconectat pentru dezvoltarea pieței unice europene de energie electrică.

Domnul Octavian Lohan este licenţiat al Facultăţii de Electroenergetică din cadrul Universităţii "Politehnică" Bucureşti.

Constantin Văduva – Membru al Directoratului, are peste 33 de ani de experienţă profesională. În afara calităţii de membru în cadrul Directoratului Transelectrica, în prezent deţine funcţia de Secretar General al Camerei Consultanţilor Fiscali din România. Anterior, a deţinut funcţia de Membru în cadrul Consiliului de Supraveghere al Complexului Energetic Oltenia (septembrie – noiembrie 2012) și de Director General – Administrator, Preşedinte în cadrul Consiliului de Administraţie al SN PLAFAR SA (septembrie 2012 – martie 2013).

Domnul Constantin Văduva este licenţiat al Academiei de Studii Economice, Bucureşti – Facultatea de Finanţe Contabilitate (1982), iar în anul 2007 a absolvit masteratul de Management Public, în cadrul Academiei de Studii Economice, București – Facultatea de Management.

Mircea-Toma MODRAN - Membru al Directoratului are o experiență managerială de 30 de ani în domenii precum: tehnologia informatiilor si infrastructura, logistica transport gaze naturale, strategii de afaceri, restructurare și eficientizare, continuitatea afacerilor și gestionarea riscurilor, dezvoltarea și operarea sistemelor de busines in context international. Domnul Mircea–Toma MODRAN este licenţiat al Facultății de Electrotehnică din cadrul Universității din Craiova (1982 - 1987), si a obtinut titlul de Master in Administrarea Afacerilor de la Schulich School of Business – York University, Toronto, Canada (2000-2004).

De asemenea, domnul Mircea–Toma MODRAN a urmat cursuri postuniversitare de conducere executiva organizate de Hult Ashridge Business School UK in 2007, Niagara Institute, Niagara–on–the-Lake, , Canada in 2002, Humber College – Toronto in 2001, Canada si Universitatea din Edinburgh, UK. Este membru certificat in Asociatia Inginerilor Profesionisti din Ontario / Canada (PEO) din 2004, membru asociat in Institutul pentru Continuitatea Afacerilor (BCI Institute) din Reading, UK din 2015, membru fondator al Asociatiei Directorilor de Tehnologia Informatiei din Romania (CIO Council) din 2006 si Membru Asociat in Asociatia Nationala pentru Securitatea Serviciilor Informatice (ANSSI) din Romania din 2016.

Incepand cu luna iunie 2016, este membru ne-executiv in Consiliul de Administratie al Romaero S.A

La data emiterii prezentului Raport, Transelectrica nu are cunoștință de existența unor acorduri, înțelegeri sau legături de familie ale membrilor Directoratului și alte persoane.

La data întocmirii prezentului raport, Transelectrica nu are cunoştinţă de existenţa unor litigii sau proceduri administrative împotriva membrilor Directoratului, în legătură cu activitatea acestora în cadrul Companiei sau

Modificări în cadrul Directoratului Transelectrica:

26 mai 2016 contractul de mandat al domnilor Ion SMEEANU și Cătălin-Lucian CHIMIREL au încetat cu acordul părților
Consiliul de Supraveghere al CNTEE Transectrica SA numește în funcția de membru al Directoratului pe domnul Luca-Nicolae IACOBICI pe perioadă nedeterminată până la data desemnării noului membru al Directoratului în conformitate cu prevederile OUG nr.109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice cu modificările și completările ulterioare.

care privesc capacitatea respectivei persoane de a-şi îndeplini atribuţiile în cadrul Companiei.

Domnul Octavian Lohan deține participații în cadrul capitalului social al Companiei achiziționate în cadrul Ofertei Publice Primare (2006) și Ofertei Publice Secundare (2012) de vânzare de acțiuni. Nici un alt membru al Directoratului nu deținea participații la capitalul social al Companiei la data de 31.12.2016.

23 noiembrie 2016 se numește începând cu data de 01.12.2017 în calitatea de membru al Directoratului domnul Mircea-Toma MODRAN, mandat care se acordă pentru perioadă care a rămas până la expirarea mandatului membrului care este înlocuit, respectiv până la data de 16 septembrie 2017
În aceeași perioadă mandatul domnului Luca-Nicolae IACOBICI s-a încheiat.

Cifre cheie

FINANCIAR			OPERAȚIONAL
2.723 mil lei	▼9% y/y	Venituri	2,32 %	▼0,03%pp y/y	CPT
688 mil lei	▼10% y/y	EBITDA	60,7 TWh	▼1,6% y/y	Producție internă
365 mil lei	▼19% y/y	EBIT	53,52 TWh	▲2% y/y	Energie tarifată
286 mil lei	▼21% y/y	Profit net	5,05 TWh	▼25% y/y	Export net
1,8811 lei	▼ 29% y/y	Dividend	55,6 TWh	▲1,2% y/y	Consum net

RESURSE UMANE ACȚIUNEA TEL

2.180 Nr. mediu salariați			2.140
------------------------------	--	--	-------

mil lei	▲0,1% y/y	Capitalizare
3,7 lei	▼24,5% y/y	Profit pe acțiune
7,8	▲33,9% y/y	PER
6,4 %	▼29,1% y/y	Randamentul dividendului

¹ Dividendul brut pe acțiune propus pentru aprobare în Adunarea Generală a Acționarilor din data de 27.04.2017

Evenimente importante

Ian Transelectrica se

conformează noilor cerințe în materie de Guvernanța Corporativă impuse de Bursa de Valori București și transmite către aceasta Declarația de conformitate cu Codul de Guvernanță Corporativă al BVB.

Apr Agenția internațională de rating de credit Moody's Investors Service a crescut cu o treaptă rating-ul de credit al Transelectrica, la Ba1 (anterior Ba2), perspectiva fiind menținută la nivelul stabil, la doar o treaptă sub rating-ul.

Iul A fost redată în exploatare linia electrică aeriană (LEA) 400kV Iernut – Gădălin, după remedierea porțiunii de linie dintre stâlpii nr.2 și 7 prin soluție de provizorat cu stâlpi de intervenție. Linia fusese afectată ca urmare a fenomenelor meteorologice extreme care au avut loc în data de 19 iunie 2016.

Oct Se aprobă noua organigramă a Companiei Naționale de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica SA" și se stabilește drept dată de intrare în vigoare data de 01.11.2016. Compania a participat la Sesiunea a IX-a a Comisiei mixte interguvernamentale de colaborare economică între Republica Moldova și

România.

Mai Încetarea prin acordul părților a contractelor de mandat ale domnilor Ion SMEEIANU și Cătălin-Lucian CHIMIREL. -Numirea de către CS, a domnului Luca-Nicolae IACOBICI în funcţia de membru al Directoratului pe o perioadă determinată până la data desemnării noului membru al Directoratului conform OUG nr109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice, cu modificările și completările ulterioare.

Aug ANRE a aprobat planul de dezvoltare al RET pe 10 ani (2016 – 2025).

Anunț privind modificări survenite în structura acționariatului TEL – urmare a notificării primite în data de 01.08.2016, deținerea Societății de Investiții Financiare Oltenia SA în capitalul social al Companiei a scăzut sub pragul de 5%

Nov Se numește începând cu data de 01.12.2016 în calitatea de membru al Directoratului Comaniei Naționale de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica SA", domnul MODRAN Mircea-Toma, mandat care se acordă pentru perioada care a rămas până la expirarea mandatului membrului care este înlocuit, respectiv pâna la data de 16 septembrie 2017. În aceeaşi perioadǎ, mandatul domnului Luca-Nicolae IACOBICI s-a încheiat.

Sep

Feb Mar Punerea în dezbatere publică a Planului de Dezvoltare RET în perioada 2016 – 2025 document care conține planificarea dezvoltarii RET, ținând seama de stadiul actual și de evoluția viitoare a consumului de energie electrică și a surselor, inclusiv importurile și exporturile de energie electrică.

Iun În data de 1 iunie a avut loc un incident care a afectat alimentarea cu energie electrică din zona județelor Vâlcea și parțial Argeș. Acesta este un incident zonal, consumul înterupt fiind de cca. 458,7 MW din consum total al SEN de 6774 MW înregistrat la ora de 15:58, ora la care s-a declanșat incidentul.

Dec În data de 19.12.2016, în funcționarea Sistemului Electroenergetic Național s-au înregistrat valori record ale consumului și producției de energie electrică din anul 2001 până în prezent. Valorile medii orare maxime ale consumului brut si producţiei brute au fost 9.575 MW, respectiv 11.101 MW. Valorile maxime instantanee ale consumului brut si producţiei brute au fost 9.771 MW, respectiv 11.242 MW.

Raport Management

1. Modelul de afacere

1.1.Poziţionare în piața energiei electrice

Transelectrica a fost înfiinţată ca persoană juridică română prin HG nr. 627/13 iulie 2000 privind reorganizarea Companiei Naţionale de Electricitate CONEL SA, publicată în Monitorul Oficial al României nr. 357/31.07.2000. Aceasta hotărâre a fost emisă în conformitate cu HG nr. 138/2000 privind programul de restructurare în domeniul energetic, prin care activitatea de transport şi dispecerizare a energiei electrice s-a separat complet de cea de producere, distribuţie şi furnizare a energiei electrice.

La momentul înfiinţării, Compania avea un capital social de 4.959.822.000 mii lei vechi, vărsat integral la data înfiinţării şi împărţit în 49.598.220 acţiuni nominative cu valoarea de 100.000 lei vechi.

În conformitate cu Legea Energiei Electrice și a Gazelor Naturale nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare, activitatea de transport al energiei electrice constituie serviciu public de interes național. Transportul energiei electrice se realizează de către operatori de transport și sistem, persoane juridice certificate de autoritatea competentă în condițiile legii. Reţeaua Electrică de Transport (RET), existentă pe teritoriul României, este proprietatea publică a Statului român în ceea ce privește activele cesionate către Transelectrica și constituie bunuri de retur, conform caracterului de cesiune și dispozițiilor legale.

În calitatea sa de operator de transport și sistem, Transelectrica funcționează în baza Licenţei nr. 161/2000 pentru prestarea serviciului de transport al energiei electrice, pentru prestarea serviciului de sistem și pentru administrarea pieței de echilibrare, modificată prin Ordinul ANRE nr. 105/2014 și a Deciziei ANRE nr. 270/2015.

Concesiunea asupra RET și a terenurilor pe care aceasta este amplasată a fost acordată pe o perioadă de 49 de ani prin contractul de concesiune nr. 1/29.06.2004, încheiat între Ministerul Economiei și Comerțului în calitate de autoritate concedentă și CNTEE Transelectrica SA, în calitate de concesionar.

În lanțul valoric al activităților privind energia electrică, Transelectrica ocupă locul central de operator de transport și de sistem, activități de monopol natural, situate între producători și respectiv furnizori, aceștia constituind actorii principali ai piețelor concurențiale de energie electrică. Activitatea de transport al energiei electrice nu este singurul monopol natural în lanțul valoric al energiei electrice, activitatea de distribuție ca activitate de rețea fiind de asemenea monopol natural.

Figura 2: Lanţul valoric al energiei electrice

Transelectrica are misiunea de a asigura serviciul public de transport al energiei electrice simultan cu menținerea siguranței în funcționare a sistemului energetic național, în condiții nediscriminatorii de acces pentru toți utilizatorii, de a participa activ prin dezvoltarea infrastructurii rețelei electrice de transport la dezvoltarea durabilă a sistemului energetic național și de a sprijini și facilita operarea și integrarea piețelor de energie.

Rolul cheie al Transelectrica este cel de operator de transport și de sistem (OTS) la care se adaugă rolurile de administrator al pieței de echilibrare, operator de măsurare și operator de alocare al capacităților pe liniile de interconexiune.

Activitățile de bază sunt legate de infrastructuri de importanță strategică pentru sectorul energiei electrice ce cuprind multiple elemente de infrastructură critică. Astfel, serviciile de transport au suport rețeaua electrică de transport, iar activitățile de dispecerizare, inclusiv de echilibrare, au ca suport infrastructura de dispecerizare și măsurare.

Reglementarea activităților Transelectrica se realizează prin legislația primară (cadrul național fiind Legea 123/ 2012 cu modificările și completările ulterioare, iar cel european fiind redat de Directiva CE/72/2009 și Regulamentul 714/ 2009) și legislația secundară emisă de ANRE - concretizată în licențe, autorizații de înființare, metodologii de tarifare (de tip venit plafon la transport și cost plus la operare sistem, tarife, contracte cadru, proceduri și altele).

Profitabilitatea afacerii este dată de rentabilitatea bazei reglementate a activelor care depinde de rata reglementată a rentabilității și baza reglementată a activelor ("BAR").

Modelul de afacere corespunde profilului standard al unui OTS, model proiectat unitar la nivel european prin strategia și legislația energetică europeană, aplicat în toate țările comunitare și transpus ca atare în cadrul legal național.

Companiile de tip OTS sunt supuse la nivel european unui proces de certificare ca operatori de transport și de sistem. Procedura de certificare se poate implementa în principal, în conformitate cu trei modele posibile: separarea proprietății (en. "ownership unbundling" - OU), operator de sistem independent (en. "independent system operator" - ISO), respectiv operator de transport independent (en. "independent transmission operator" - ITO).

În prezent, în baza Ordinului ANRE 164/07.12.2015, publicat în MO nr. 908/08.12.2015, Transelectrica este certificată final ca operator de transport și de sistem al sistemului electroenergetic național și funcționează în conformitate cu modelul de separare a proprietății (ownership unbundling).

Notificarea privind certificarea a fost transmisã Uniunii Europene, care a publicat-o in Jurnalul UE în data de 08.01.2016, în conformitate cu Art.10 alin. (2) din Directiva 2009/72/CE.

Conform condițiilor certificării ca operator de transport și de sistem după modelul de separare a proprietății (ownership unbundling) acționarii Companiei reprezentând cel puțin 5% din capitalul social al Societății își vor exercita drepturile ce decurg din deținerea acțiunilor Companiei cu respectarea dispozițiilor Legii nr. 123/2012 referitoare la neexercitarea în mod concomintent, direct sau indirect, a controlului sau a unui drept asupra unui operator economic care desfășoara oricare dintre activitățile de producere ori de furnizare.

1.2.Portofoliul de activităţi și modelul de tarifare

Portofoliul Transelectrica cuprinde activități cu profit permis (servicii de transport si serviciul de sistem funcțional) și activități fără profit (serviciul de sistem tehnologic, activitatea de echilibrare, scheme suport), toate activitățile fiind supuse reglementărilor ANRE.

Figura 3: Portofoliul de activități

Activitățile prezentate în graficul de mai sus în categoria "profit zero" sunt proiectate pe baze neutre față de profitul Companiei, conform cadrului de reglementare aplicabil.

Veniturile aferente serviciilor de sistem tehnologice sunt estimate prin tariful aferent în scopul acoperirii integrale a costurilor asociate activităților. Similar, fluxurile de numerar aferente administrării schemei suport pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență au la bazã o contribuție stabilitã de ANRE estimatã în scopul acoperirii integrale a costurilor aferente administrării schemei suport.

În cazul raportării unor rezultate anuale nenule, pozitive sau negative, din activitatea de servicii de sistem tehnologice, determinate de diferențe între valorile prognozate incluse în calculul tarifelor și valorile efective, neutralitatea acestei activități față de profitul companiei este restabilitã într-un orizont de timp multianual prin încorporarea unor ajustări corespunzătoare în tarife.

Activități cu profit zero

Servicii de sistem tehnologice

Piața

de echilibrare

Activitate reglementată de ANRE;
Operațiuni de planificare și procurare a rezervelor de putere necesare pentru asigurarea permanentă a echilibrului producție – consum, în scopul funcționării sigure a SEN, de la producători sau consumatori întreruptibili;
Tariful aferent activității de servicii de sistem tehnologice este stabilit anual în avans de ANRE pe baza unui model zero-profit ("pass-through") proiectat pentru recuperarea integrală a costurilor necesare procurării rezervelor de sistem cu posibilitatea reținerii unei părți a eventualelor economii obținute la procurarea rezervelor de putere în sistem concurențial.
Activitate de administrare a pieței pe care se realizează echilibrarea producției și consumului în timp real;
Operațiuni de procurare a energiei de reglaj de la unitățile de producție dispecerizabile și recuperarea integrală a costurilor aferente echilibrării de la entitățile responsabile cu echilibrarea;
Recuperarea costurilor se realizează pe baze zero-profit.

Cogenerare

Activitate de administrare a schemei suport pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență. Obiectivul acestei scheme de sprijin este promovarea sistemelor de producere a energiei electrice în cogenerare de înaltă eficiență având avantajul producerii de energie cu emisii poluante reduse;
Rolul Transelectrica în cadrul schemei suport este de colectare a contribuției de la furnizorii consumatorilor de energie electrică și de plată a bonusului către producătorii de energie electrică și termică în cogenerare calificați;
Recuperarea costurilor se realizează pe baze zero-profit cu excepția costurilor de administrare recunoscute de ANRE.

Agent de transfer pe relația România-Ungaria în cadrul pieței regionale de energie electrică

Activitate de compensare-decontare (rol de agent de transfer) în cadrul pieței regionale de energie electrică (piata cuplată prin pret în zona central-est europeană, formată din piețele țărilor: Cehia, Slovacia, Ungaria, România) pe orizontul de tranzacționare cu o zi înaintea livrării (piața pentru ziua următoare). Transelectrica îndeplinește o funcție de clearing financiar pe granița cu Ungaria, un rol important pe lanțul de decontare a energiei tranzacționate pe piața angro între România și Ungaria (export și import).

2. Structura Grupului

La data prezentului raport Transelectrica are în componență patru filiale, persoane juridice române, organizate ca societăţi pe acţiuni în care este unic acţionar, în urmatoarele: OPCOM² , Formenerg, Teletrans, și Icemenerg Service.

În cazul Smart, în urma majorării capitalului social realizat în data de 23.12.2014, de către Consiliul de Administrație al Smart cu valoarea terenurilor pentru care s-a obținut anterior certificare de atestare a dreptului de proprietate,

Compania a devenit acționar majoritar cu o deținere de 70% din capitalul social al filialei.

Dintre filialele Companiei doar societăţile Smart și Teletrans sunt incluse în perimetrul de consolidare financiară a Grupului. Formenerg și Icemenerg-Service nu au fost luate în calcul la consolidare întrucât, conform legislației contabile aplicabile, impactul activităţii acestora este considerat nesemnificativ pentru scopul consolidării, în timp ce OPCOM se supune regulilor ANRE și are o poziţie independentă în piața de energie, ca urmare Transelectrica nu exercită un control asupra acesteia.

² Conform OUG 86/ 2014 se autorizează Ministerul Economiei, Comerțului și Turismului să iniţieze şi să aprobe, după caz, toate operaţiunile şi demersurile necesare pentru trecerea acţiunilor deţinute de Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" - S.A. la Societatea "Operatorul Pieţei de Energie Electrica şi de Gaze Naturale OPCOM" - S.A. şi la Societatea de Formare a Energeticienilor din România FORMENERG - S.A. în proprietatea privată a statului şi administrarea Ministerului Economiei, Comertului si Turismului, cu respectarea prevederilor legale în vigoare.

management (ce trebuie sa conțină structuri optime de administrare/ management) așa cum prevede OUG 109/2011. Prin implementarea principiilor guvernanței corporative se dorește eficientizarea activităţii celor două Filiale, Compania efectuând demersuri pentru ducerea la îndeplinire a obiectivelor asumate prin Planul de administrare al Companiei.

SMART

Filiala SC SMART SA are ca activitate principală efectuarea de revizii şi reparaţii la aparatură şi echipamente sub tensiune, transformatoare şi autotransformatoare, remedierea incidentelor la instalaţii electrice şi microproducţie de echipamente electrice. Societatea are 8 sucursale fără personalitate juridică, situate în aceleaşi locaţii ca şi sucursalele Transelectrica.

La 31 decembrie 2016, capitalul social este de 55.036 mii lei, din care 38.528 mii lei subscris și vărsat integral de Transelectrica. Rezultatele SMART sunt consolidate cu rezultatele financiare ale Companiei.
În urma adresei 165/13.01.2015 (înregistrată la Transelectrica sub nr. 1552/14.01.2015) transmisă de către filială, structura acţionariatului începând cu data de 30.12.2014, în urma majorării de capital prin aport în natură cu valoarea terenurilor pentru care s-a obţinut certificat de atestare a dreptului de proprietate, este următoarea:
- CNTEE Transelectrica SA 70,005% 3.852.860 acţiuni
- Statul Român prin Ministerul Economiei , Comerţului şi Relaţiilor cu Mediul de Afaceri – 29,994% - 1.650.770 acţiuni.

TELETRANS

SC Teletrans SA a fost înfiinţată prin Hotărârea AGA nr. 13/04.12.2002 a Transelectrica, în baza Legii nr. 31/1990 şi a Ordinelor Ministerului Industriei şi Comerţului nr. 3098 şi nr. 3101 din data de 23.10.2002.

Acţiunile TELETRANS sunt deţinute 100% de către Transelectrica.
În baza Statutului şi a actelor normative aplicabile, Teletrans desfășoară activităţi de

servicii de telecomunicaţii, având certificatul tip nr. 29056 emis de Autoritatea Naţională pentru Administrare şi Reglementare în Comunicaţii ("ANCOM") la 27.09.2010, supunându-se reglementărilor acestei instituţii publice, conform legii (OUG nr.79/ 2002).

Capitalul social la 31.12.2016 este de 6.874 mii lei, Transelectrica fiind acţionarul unic. Rezultatele Teletrans sunt consolidate cu rezultatele financiare ale Companiei.

FORMENERG

Filiala SC FORMENERG SA este o companie având ca obiect principal de activitate instruirea personalului din domeniul energetic, printre clienţi numărându-se Distrigaz Sud Rețele, Distrigaz Confort, Cez Distribuție, Omv Petrom, FDEE Electrica Distribuție Transilvania Sud. Societatea oferă o gamă variată de cursuri de scurtă durată (pentru o saptamână sau două) în domeniile Achiziţii publice, Resurse umane, Finanţe-contabilitate, Marketing şi comunicare, Exploatare, Mentenanţă, Strategie energetică, Gaze naturale, Informatică, Legislaţie, Autorizare electricieni etc.

Capitalul social este de 1.948 mii lei, vărsat integral, reprezentat prin 194.842 de acţiuni având o valoare nominală de 10 lei fiecare.

ICEMENERG – SERVICE

Filiala Icemenerg Service SA este axată pe proiectarea, producţia şi distribuţia de aparate de măsură, conducere şi control destinate sistemului energetic, având certificare ISO 9001 şi IQ NET de către SRAC ROMANIA, atestat ANRE.

Capitalul social este de 493 mii lei, vărsat integral la data de 22.08.2013, şi este reprezentat de 49.300 de acţiuni cu o valoare nominală de 10 lei.
Prin Ordinul Ministrului Economiei şi Comerţului nr. 855/10.12.2004 (privind instituirea procedurii de administrare specială şi de supraveghere financiară) începând cu data de 23.12.2004 la SC Filiala ICEMENERG – SERVICE SA a fost instituită procedura de administrare specială şi de supraveghere financiară în perioada de privatizare la SC Filiala ICEMENERG –

SERVICE SA, filială a Transelectrica, în vederea stabilirii modului de administrare şi gestionare precum şi măsurile ce trebuie luate pentru accelerarea procesului de privatizare al societăţii.

OPCOM

OPCOM a fost înfiinţată în baza HG nr. 627/2000 privind reorganizarea Companiei Naţionale de Electricitate SA, ca filială al cărei acţionar unic este Transelectrica.

Capitalul social la 31 decembrie 2016 este de 8.100 mii lei subscris și vărsat integral.
Principalele activități desfășurate de OPCOM sunt: organizarea, administrarea și supravegherea pieţelor centralizate de energie electrică și administrarea și supravegherea pieței centralizate din sectorul gazelor naturale.
Transelectrica nu exercită control direct efectiv asupra mecanismelor decizionale ale OPCOM, a cărei administrare este condusă potrivit reglementărilor stabilite de ANRE.

3. Transelectrica pe piața de capital

3.1.Structura acționariatului

Figura 4: Evoluția structurii acționariatului pe parcursul anului 2016

3.2.Evoluţie preţ acţiune

Anul 2016 este unul important pentru piața de capital din România. Pe 29 septembrie 2016 a fost publicată decizia FTSE Russell conform căreia România a fost inclusă pe lista țărilor care prezintă potențial substanțial de a trece la statutul de "piață emergentă" de la statul de " piață de frontieră" pe care îl ocupă acum. Decizia vine în urma modificărilor și schimbărilor produse atât în legislația pieței de capital dar și în reglementările specifice acestei piețe precum și ca urmare a eforturilor conjugate realizate de BNR, BVB, ASF, MFP și a Depozitarului Central. În acest sens, este de așteptat creșterea interesului investitorilor care tradițional evitau această piaţă în favoarea altor piețe.

Pe parcursul anului 2016 acțiunea Transelectrica (simbol TEL) a avut o evoluție relativ stabilă fără prea multe oscilații semnificative de preț evoluând în intervalul de 26,4 lei/acțiune și 31,15 lei – maxim atins la data de 3 iunie 2016. Față de performanța bursei în ansamblu (indicele BET) dar și față de companiile ce alcătuiesc indicele BET-NG acțiunea TEL a arătat o performanță superioară în prima parte a anului în timp ce sfârșitul de an arată că aceste diferențe s-au mai atenuat, cel puțin față de indicele BET dar și față de indicele BET-NG care a performat sub evoluția TEL.

Transelectrica este inclusă în indicii bursieri locali (BET, BET-XT, BET-NG, BET Plus, BET-TR, BET- BK, ROTX) și în indicii internaționali DowJones Wilshire Global Indexes (Dow Jones Wilshire Global Total Market Index SM, Dow Jones Wilshire România Index SM, Dow Jones Wilshire Electricity Index SM).

Figura 5: Evoluție preț acțiune față de indicii BET si BET-NG in 2016

Raportat la începutul de an 2016 rentabilitatea totală pentru acționari (TSR) a fost de 6,6%, acțiunea Transelectrica fiind una dintre cele mai apreciate de către investitorii care tranzacționează în cadrul Bursei de Valori

Figura 6: Evoluție preț acțiune 2016

București. În 2016, Ministerul Finantelor Publice a lansat pentru populaţie titluri de stat cu scadenţa la doi ani cu o dobândă de 2,15% pe an.

Indicator	31.12.2016	31.12.2015	31.12.2014
Număr de acţiuni	73.303.142	73.303.142	73.303.142
Capitalizare bursieră (mil. lei)	2.140	2.137	2.146
Capitalizare bursieră (mil. euro)	471	472	479
Preţ maxim (lei/acțiune)	31,15	32,47	29,97
Preţ minim (lei/acțiune)	26,40	25,19	14,84
Preţ la începutul anului (lei/acțiune)	29,15	29,27	15,78
Preţ la sfârșitul anului (lei/acțiune)	29,20	29,15	29,27
Profit pe acţiune (lei/acțiune)	3,72	4,91	4,88
PER	7,84	5,93	6,00
P/BV	0,69	0,71	0,76
Dividend pe acţiune (lei)	1,8810	2,6500	2,8033
Randamentul dividendului* %	6,44	9,09	9,58

Tabel 1: Informaţii bursiere 2014-2016

*randamentul dividendului propus spre aprobare în Adunarea Generală a acţionarilor a fost calculat utilizând ultimul prețul acțiunii din data de 31 decembrie a anului.

Free Float % 41,31 41,31 41,31

Date identificare acțiuni: ISIN ROTSELACNOR9; Bloomberg TEL RO, Reuters ROTEL.BX

3.3.Obligaţiuni

În 2016 s-a efectuat plata celui de-al treilea cupon de dobandă aferent emisiunii inaugurale de obligațiuni care a avut loc în anul 2013, prima tranzacție majoră de finanțare pe piața de capital prin instrumente de credit (emisiune de obligațiuni negarantate de 200 mil lei la dobândă fixă cu maturitate cinci ani).

Introducerea obligațiunilor în mixul de finanțare a indus efecte benefice valorificate pe termen mediu și lung, diversificând opțiunile de finanțare și reducând astfel riscul restricționării creditării pe canalele tradiționale (de exemplu prin atingerea alocărilor maxime de credit în cazul băncilor de relație).

Începând cu data de 16.01.2014 obligațiunile corporative TEL sunt tranzacționate la Bursa de Valori București (BVB), sectorul Titluri de Credit – categoria 3 Obligațiuni corporative sub simbolul TEL18.

TEL18
obligațiuni nominative, dematerializate și negarantate
20.000
10.000 lei
200.000.000 lei
6,1%
Anual
19.12.2014; 21.12.2015; 19.12.2016; 19.12.2017; 19.12.2018
19.12.2018

Tabel 2: Principalele caracteristici ale obligațiunilor emise de Transelectrica

Structura obligatarilor la data de 07.12.2016, data de referință a plății cuponului era următoarea:

Figura 7: Structura obligatarilor la 31.12.2016

Pentru cel de-al treilea an de acumulare, plata dobânzii aferente obligațiunilor s-a realizat în conformitate cu Prospectul de Oferta și s-a efectuat de către Banca Comercială Română SA, în calitate de agent de plată, la data de 19 decembrie 2016, către deținătorii de obligațiuni Transelectrica înscriși la data de referință 05.12.2016 în Registrul deținătorilor de obligațiuni înregistrat la Depozitarul Central S.A.

3.4.Dividende

În cadrul Adunării Generale a Acționarilor din data de 28.03.2016, a fost aprobată Politica privind distribuția de dividende a Transelectrica.

Repartizarea profitului contabil al Companiei, rămas după deducerea impozitului pe profit, se efectuează în conformitate cu Politica privind distributia de dividende si OUG nr. 64/ 2001 privind repartizarea profitului la societățile naționale, companiile naționale și societățile comerciale cu capital integral sau majoritar de stat.

În tabelul următor este ilustrată repartizarea sub formă de dividende a profitului contabil al Companiei pe perioada 2013 - 2016:

Tabel 3: Repartizarea profitului 2014-2016

Indicator		2016	2015	2014
Profit net	mil lei	272	360	358
Dividend repartizat	mil lei	138	194	206
Rata brută de distribuție*	%	75	75	75
Rata efectivă de distribuire**	%	50,8	54,0	57,5
Dividend brut pe acţiune	lei	1,881	2,650	2,803

* Rata brută de distribuire aprobată prin Hotărâarea Adunării Generale a Acţionarilor din data de 28.03.2016.

** Rata efectivă de distribuire ține cont și de sumele alocate către rezervele legale și alte rezerve, precum și de facilităţile fiscale.

Plata dividendelor aferente profitului net al anului financiar precedent se va face numai după aprobarea de către AGA a situaţiilor financiare anuale.

Plățile dividendelor către acţionari se fac la valoarea netă de impozit, în conformitate cu prevederile Codului Fiscal al României.

3.5.Rating

În data 20 aprilie 2016 agenția de rating de credit Moody's Investors Service a publicat opinia de credit actualizată, prin care evaluează capacitatea prezentă și viitoare a Transelectrica de a-și îndeplini obligațiile de plată față de creditori.

Opinia de credit curentă modifică ratingul de credit al Transelectrica la o treaptă superioară faţă de evaluarea din anul anterior, perspectiva fiind menținută la nivelul stabil.

Rating-ul Companiei rămâne situat la doar o treaptă sub ratingul de țară al României (anterior două trepte), recunoscându-se performanța financiară îmbunătățită și rezultatele operaționale solide ale Companiei, Impozitul este reţinut, declarat și plătit la bugetul statului, de către Companie.

Transelectrica a sistat plata dividendelor cuvenite și neridicate aferente exercițiului financiar 2013, ca urmare a împlinirii termenului de prescripție de 3 ani.

asigurându-se astfel premisele finanțării viitoare în condiții optime de cost pentru realizarea în bune condiții a investițiilor asumate pentru perioada a treia de reglementare.

Prezenta acțiune de rating vine în continuarea îmbunătățirii perspectivei rating-ului (la stabil, de la negativ, Ba2), comunicată de Moody's în anul 2014 și având ca factor determinant demararea procesului de optimizare a structurii de finanțare prin introducerea obligațiunilor denominate în Lei în mixul de finanțare. Emisiunea inaugurală a acționat atât în sensul extinderii maturității resurselor cât și în sensul diminuării riscului valutar.

Acțiunile Agenției din intervalul 2014-2016 reflectă astfel aprecierea pozitivă a acesteia cu Tabel 4: Rating Transelectrica

privire la procesul gradual de îmbunătățire a profilului financiar al Transelectrica.

	2016	2015	2014
Moody's Investors Service	Ba1 stabil	Ba2 stabil	Ba2 stabil

3.6.Relația cu investitorii

În contextul implementării regulilor și bunelor practici de guvernanță corporativă, Transelectrica este angajată într-o comunicare activă cu acționarii și investitorii, utilizând în acest sens mai multe canale de comunicare și interfețe dedicate. Compania conștientizează responsabilitatea importantă ce ii revine prin prisma calității de societate tranzacționată public.

Diversitatea acţionariatului și prezența în principalii indici publicați de BVB accentuează exigențele în materie de transparență, relevanță a informației și rapiditate în diseminarea acesteia, precum și menținerea unui dialog continuu cu publicul investitor.

Astfel, acționarii și investitorii au acces la informațiile relevante pentru decizia investițională prin accesarea secțiunii dedicate din cadrul paginii de internet a Transelectrica (situații financiare, rapoarte și prezentări periodice), corespondență electronică scrisă și telefonică prin contacte dedicate.

De asemenea Compania menține contactul cu investitorii prin întâlniri directe organizate periodic de companie pentru prezentarea rezultatelor, întâlniri directe la solicitarea investitorilor sau a brokerilor acestora și întâlniri directe ocazionate de participarea companiei la evenimente dedicate investitorilor individuali sau investitorilor instituționali organizate de Bursa de Valori București sau de firmele de servicii de investiții financiare.

Conform calendarului financiar publicat de Companie la începutul anului calendaristic, Transelectrica organizează întâlniri trimestriale cu acționarii, investitorii, analiștii financiari și presa de specialitate.

Pe parcursul anului 2016 Transelectrica a participat la conferințe dedicate investitorilor individuali, evenimente dedicate investitorilor instituționali și întâlniri directe organizate la cererea unor investitori și/sau brokeri, în total, Transelectrica a fost prezentă la 6 conferințe internaţionale și a participat la 62 întâlniri directe cu investitorii.

Acțiunea Transelectrica este monitorizată de departamentele de research ale principalelor societăți de servicii de investiții financiare active pe piața reglementată administrate de Bursa de Valori București. Compania menține un contact permanent cu analiștii societăților care dețin Transelectrica în portofoliul de research.

4. Managementul riscului

4.1.Politica privind managementul riscului

În cadrul Companiei este fost implementat Sistemul de Management Integrat al Riscurilor, impus de cerințele strategice privind siguranța și continuitatea în operare a SEN și reprezentând o condiţie fundamentală pentru un control managerial intern sănătos. Compania abordează managementul riscului într-o manieră proactivă, Directoratul asigurându-se astfel, într-o manieră rezonabilă, că obiectivele vor fi atinse prin gestionarea posibilelor ameninţări. În acest sens, se urmărește identificarea și tratarea pierderilor potențiale înainte ca evenimentele ce ar putea avea impact negativ sa aibă loc, cu pregătirea prealabilă a soluțiilor tehnice, operaționale și financiare specifice pentru a diminua sau contracara aceste eventuale pierderi.

Administrarea riscurilor de către Companie respectă cerințele legale și de reglementare în vigoare, de a avea capacități de control al riscului adecvate profilului de risc al Companiei, pentru identificarea, evaluarea, administrarea, monitorizarea, comunicarea, consultarea și raportarea riscurilor:

Ordinul Secretariatului General al Guvernului (OSGG) nr. 400/2015 modificat și completat de către OSGG nr.200/2016 şi OSGG 530/2016 pentru aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităţilor publice
cerințele Reglementatorului și alte cerințe derivate din calitatea de companie listata la Bursa de Valori București sau impuse de agenţii de rating ori auditori

Setul de soluții de gestionare a riscurilor utilizate de Transelectrica are ca scop să sprijine organizația în atingerea obiectivelor și să contribuie la îmbunătățirea planificării prin măsurile de reducere a riscurilor, cuprinzând, într-o structură optimizată, soluții organizatorice și soluții financiare. Astfel, din punct de vedere organizatoric, riscurile sunt ținute sub control la un nivel acceptabil și cu costuri rezonabile, diminuate sau chiar transferate, prin activități de:

organizare, proiectare, planificare, structurare a activităţilor, comunicare, inclusiv măsuri pentru continuitatea afacerii, după materializarea unui risc. De asemenea, au fost întocmite proceduri conținând principii care trebuie respectate de către toți angajații și au fost întărite măsurile de securitate şi siguranţă a muncii în vederea reducerii riscurilor;

contracte de asigurări, având ca scop transferul riscurilor; scrisori de garanţie bancare, garanţii financiare solicitate contrapărţilor Transelectrica; soluții financiare ce includ oferte de acţiuni, emisiuni de obligațiuni şi alte instrumente oferite pe pieţele de capital, de asigurări şi de alte pieţe financiare.

Ca parte a activităţii de Management al Riscului, în anul 2016 au fost realizate:

constituirea Comisiei de monitorizare pentru implementarea Sistemului de Control Intern / Managerial și a Echipei de gestionare a riscurilor la nivelul Companiei;
acțiuni privind asigurarea cadrului organizațional si procedural de către conducătorii unităților organizatorice pentru punerea în aplicare a măsurilor de control intern și monitorizare a riscurilor.

În anul 2016 a fost finalizat şi aprobat de către Directorat Registrul Riscurilor 2017, având ca scop minimizarea efectelor riscurilor la care este expusă Compania asupra performanţelor. Registrul riscurilor fost întocmit în conformitate cu cerințele Standardului 8 Managementul riscului, din OSGG 400/2015 și OSGG 200/2016.

Totodată, s-a realizat centralizarea la nivel de Companie a Planurilor de acțiuni pentru limitarea posibilelor consecințe ale materializării riscurilor, întocmite și aprobate de Direcțiile și Departamentele Executivului, precum și de Sucursalele de Transport.

Comisia de monitorizare pentru implementarea Sistemului de Control Intern / Managerial analizează şi prioritizează anual riscurile semnificative, care pot afecta atingerea obiectivelor generale ale funcţionării CNTEE Transelectrica SA. Pentru anul 2017, la nivelul Companiei au fost sintetizate și ierarhizate 14 riscuri semnificative, care pot afecta atingerea obiectivelor generale ale funcţionării Transelectrica.

Pe agenda de lucru a Comitetului de Audit a stat plaja de riscuri la care este expusă Compania. Având in vedere dimensiunea şi complexitatea proceselor în care aceasta este implicată, dinamica factorilor externi, ameninţările mediului cibernetic, complexitatea şi durata proiectelor de investiţii, schimbările generate de factorii de mediu asupra bunei funcţionări a RET la dinamica schimbărilor care apar pe pieţele de energie, în rândul partenerilor contractuali cu o performanţă financiară volatilă, toate acestea crează un tablou foarte complex, cu potenţiale zone de riscuri şi ameninţări la adresa Companiei.

Comitetul de audit s-a implicat activ în 2016 în procesul de reevaluare a modului în care sunt identificate şi evaluate aceste riscuri la nivelul zonelor funcţionale din Companie. Totodată a analizat planul de măsuri pregătit pentru mitigarea şi monitorizarea riscurilor, şi a făcut recomandări cu privire la corecta identificare a riscurilor, a potenţialului impact tehnic-funcţional dar şi financiar asupra rezultatelor Companiei.

4.2. Obiectivele Transelectrica privind managementul riscului

Directoratul urmăreşte menţinerea continuităţii funcţiilor strategice de operator de sistem şi transportator al energiei electrice în cadrul SEN al României, chiar şi în circumstanţele cele mai nefavorabile.

Atât în mod direct, cât şi prin implementarea la nivelul sucursalelor şi filialelor, precum şi prin transpunerea cerinţelor aplicabile în contractele de servicii cu furnizorii specializaţi, politica Companiei are ca scop funcţionarea in conformitate cu normele de calitate, securitate şi eficienţă prevăzute de Codul Tehnic al RET şi orice alte reglementări specifice aplicabile, cu accent pe respectarea criteriilor de siguranţă şi sănătate a angajaţilor, precum şi asigurarea protecţiei şi conservării proprietăţii şi mediului.

Conducerea Companiei a stabilit următoarele obiective strategice în ceea ce priveşte managementul riscurilor:

înțelegerea riscurilor la care este expusă Compania, a cauzelor, a posibilelor deviaţii de la buget şi a costurilor acestora, precum şi a impactului asupra obiectivelor generale şi specifice;
menţinerea unui mediu de lucru sigur pentru angajaţi;
operarea echipamentelor şi a instalaţiilor în condiţii de siguranţă, fără pericole pentru terţi şi fără afectarea mediului înconjurător;
implementarea măsurilor optime de control al riscurilor.

Obiectivele principale stabilite includ:

îmbunătățirea profilului de risc al Companiei, prin administrarea procesului global de identificare, evaluare şi monitorizare a riscurilor şi de implementare a controlului necesar pentru a menţine expunerea la risc la un nivel acceptabil;
eliminarea sau reducerea la minim a condiţiilor și practicilor care pot conduce la neîndeplinirea indicatorilor de performanţă, la întreruperea sau limitarea activității Companiei;
reducerea costului total al riscului în Transelectrica pentru a contribui la asigurarea resurselor financiare necesare cheltuielilor de operare, plăţii datoriilor şi realizării investiţiilor;

Activităţile Companiei sunt sensibile la condiţiile economice generale, care pot influenţa cantitatea de energie electrică transportată și implicit veniturile şi rezultatele operaţionale. În plus, cererea pentru energie electrică și preţul acesteia depind de o varietate de factori asupra cărora Transelectrica nu are control, şi anume:

evoluţii economice și politice la nivel global și regional;
cererea consumatorilor din industrie;
condiţiile climatice;
tarifele reglementate de ANRE pentru serviciile de transport şi sistem;
legile și reglementările existente

4.3.Principalele riscuri identificate

Managementul riscului este parte integrantă a managementului Companiei şi a proceselor de luare a deciziilor, contribuind la atingerea obiectivelor într-un grad mai mare, printr-o planificare mai exactă ţinând cont de riscuri şi prin măsurile de limitare şi control a potenţialelor efecte adverse asupra performanţei financiare a Companiei datorate imprevizibilităţii mediului economic şi financiar.

4.3.1.Riscuri tehnice și operaționale

Materializarea riscurilor de natură tehnică sau rezultate din nerespectarea procedurilor sau sistemelor existente, generate de comportamentului angajaţilor sau de evenimente externe – inclusiv hazard, ar putea influenţa negativ activitatea Companiei, reprezentând un obstacol în atingerea rezultatelor propuse și afectând totodată situaţia financiară a Companiei:

riscuri legate de funcționarea SEN;
avarierea / indisponibilitatea instalațiilor și a echipamentelor: LEA 220kV si 400kV, aparataj primar din stațiile electrice, unități de transformare și/sau a bobine de compensare, instalații de prevenire și stingere a incendiilor, sisteme de protecție din stațiile electrice;
disfuncționalități ale sistemelor de telecomunicații, ale platformelor de monitorizare, contorizare și operare a SEN;
executarea necorespunzătoare a mentenanței preventive și corective;
disfuncționalități ale sistemului EMS/SCADA;
realizarea sub nivelele programate cantitative sau calitative a Programului Anual de Investiţii.

4.3.2.Riscuri financiare

Din punct de vedere al managementul riscului financiar, riscurile la care este expusă Compania, având cele mai semnificative efecte asupra rezultatelor financiare, decurg din instrumentele financiare: riscul de rată a dobânzii, riscul valutar, riscul de credit şi riscul de lichiditate. Alt risc ce poate afecta performanţa Companiei este riscul privind prevederile din acordurile de finanţare.

Principalele riscuri pe care Compania le poate întâmpina în cadrul desfăşurării activităţii sale sunt sumarizate în cele ce urmează.

4.3.3.Riscul de rată a dobânzii

Compania are încheiate contracte de creditare (pe termen lung și scurt) pentru finanțarea programelor de investiții și pentru susținerea activității operaționale.

Componența variabilă a ratei de dobândă pentru creditele atrase de Companie poate influența deopotrivă fluxurile de numerar din activitatea operațională precum și profitabilitatea, dacă valorile indicilor internaționali față de care rata de dobândă este calculată se modifică semnificativ.

Pe parcursul anului 2016 indicele EURIBOR la 6 luni a înregistrat un trend de scădere progresivă de la -0,04% (sfârșitul anului 2015), încheind anul 2016 la -0,22%

Figura 8: Structura datoriei pe tipuri de dobandă

Figura 9: EURIBOR 6M (%)

4.3.4.Riscul valutar

Figura 10: Evoluție cursuri valutare

Moneda funcţională a Companiei este leul românesc. Compania este expusă fluctuaţiilor cursului de schimb valutar provenit din reevaluarea activelor și pasivelor denominate în altă monedă, dar și modificării plăților de dobândă și principal ca urmare a creditelor contractate în alte valute.

Pe parcursul anului 2016, s-au înregistrat perioade cu o volatilitate mai mare, cu intervale

de apreciere a leului, urmate de perioade de fluctuaţii nefavorabile, pe fondul evenimentelor externe. De la începutul anului, moneda națională s-a depreciat față de toate valutele în care compania are contractate credite: cu 3,75% față de USD, cu 6,91% față de JPY, respectiv cu 0,37% în raport cu EUR.

Prin urmare, în 2016 veniturile din diferențe de curs valutar au fost în valoare de 21,2 mil lei, în timp ce cheltuielile au fost în sumă de 22,4 mil

lei. Impactul general al diferențelor de curs valutar este o pierdere de 1,2 mil lei.

mil. lei	Total	RON	EUR	USD	JPY
31 decembrie 2016 (echivalent mil lei)	640	204	425	11	0
31 decembrie 2015 (echivalent mil lei)	802	207	568	18	9

În 2016, datoria bancară s-a redus de la 802 mil lei la 636 mil lei pe fondul plăților de principal aferente creditelor contractate. Creditele denominate în EUR rămân în continuare la un nivel ridicat de 67% în total credite, în timp ce creditele în lei se situează la un nivel de 31%, în creștere cu 19% față de anul anterior. În 2016, Compania nu a mai contractat alte credite în valută.

Figură 11: Structura datoriei pe tipuri de monedă

4.3.5.Riscul privind prevederile din acordurile de finanțare

Compania are contracte de finanțare încheiate cu instituții financiare internaționale (IFI) și bănci comerciale pentru finanțarea proiectelor de investiții și pentru susținerea unor activități operaționale, ca parte a obiectului de activitate. În cadrul contractelor de finanțare, există clauze privind: respectarea unor indicatori financiari, schimbări de control asupra Companiei, clauze tip pari passu etc.

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.

4.3.6.Riscul de lichiditate

Riscul de lichiditate este riscul potrivit căruia Compania poate să întâmpine dificultăţi în îndeplinirea obligaţiilor asociate datoriilor financiare care sunt decontate în numerar sau prin transferul altui activ financiar. Prevederile din acordurile de finanţare ale Companiei pot limita flexibilitatea financiară și operaţională a acesteia.

O politică prudentă de gestionare a riscului de lichiditate implică menţinerea de resurse lichide suficiente pentru a putea onora obligaţiile pe măsură ce acestea ajung la scadenţă, precum și disponibilitatea finanţării prin facilităţi de credit adecvate.

Riscul de lichiditate este diminuat de introducerea în mixul de finanţare a Companiei a instrumentelor negarantate (obligaţiunile corporative și împrumuturile negarantate oferite de instituţiile financiare internaţionale), care reduc semnificativ dependenţa de limitările și constrângerile mediului bancar și nevoia de garantare a creditelor comerciale.

O altă componentă a riscului de lichiditate este reprezentată de costul de oportunitate al investițiilor financiare pentru excesul de lichidități pe care Compania îl poate avea la un moment dat. În această privință, managementul Companiei a fost preocupat în permanență ca excesul de lichiditate să fie totuși investit în instrumente cu risc scăzut, dar cu randamente satisfăcătoare. Randamentul mediu obținut în 2016 corespunde condiţiilor pieţei.

4.3.7.Riscul de credit

Riscul de creditare este riscul în care Compania suportă o pierdere financiară datorită incapacităţii sau refuzului unui partener contractual (client sau o contrapartidă la un instrument financiar) de a-şi îndeplini obligațiilor contractuale. Acest risc rezultă în principal din creanțele comerciale și numerarul și echivalentele de numerar.

Gestionarea riscului de contraparte este rezultatul unei abordări sistematice a managementului Companiei, pe fondul unor factori externi cu efect asupra reducerii riscului: descentralizarea sectorului energetic în care producția, transportul, distribuția și furnizarea sunt activități distincte, iar interfața pentru client este reprezentată de furnizor, tranzacționarea energiei electrice pe piața din România realizandu-se pe două segmente de piață: piața reglementată și piața concurențială.

Măsurile interne utilizate de Companie pentru ţinerea sub control şi reducerea riscului de credit includ: diversificarea portofoliului de clienți, monitorizarea bonităţii clienţilor, precum masuri contratuale asiguratorii.

Compania a pus în practică o serie de politici prin care se asigură că vânzarea de servicii se realizează către clienți cu o bonitate corespunzatoare sau sunt incluse în contractele comerciale obligația acestora de a constitui garanții financiare, care sa acopere riscul de neplată. Valoarea creanțelor, netă de ajustările pentru pierderi de valoare și includerea garanțiilor, reprezintă suma maximă expusă riscului de încasare.

Riscul de neîncasare a acestor creanțe este relativ limitat, dată fiind structura portofoliului de clienţi, monitorizarea încasării la termen a creanţelor şi alte măsuri luate în vederea creşterii gradului de colectare, considerând rigorile cadrului contractual şi reglementările ANRE aplicabile.

4.3.8.Riscurile strategice asociate cadrului de reglementare

Riscul de tarifare (preţ) asociat cadrului de reglementare (inclusiv Riscul de volum) și riscuri asociate neimplementării codurilor de rețea la termen si de conformitate cu prevederile acestora.

4.3.9.Riscul de tarifare (preţ) asociat cadrului de reglementare

Având în vedere statutul de monopol natural reglementat, riscul de preţ asociat cadrului de reglementare este un factor important care poate afecta activitatea Companiei, cu impact negativ asupra rezultatelor operaţionale, situaţiei financiare şi perspectivelor Companiei.

Riscul de preţ are o componentă structurală, respectiv modalitatea de stabilire a tarifului (capacitatea de recuperare integrală și promptă a costurilor) și o componentă referitoare la transparența actului de reglementare şi istoricul deciziilor de stabilire a tarifelor.

În perioada 2013-2016 s-a observat o îmbunătățire substanțială atât a capacității de recuperare a costurilor (în particular consumul propriu tehnologic) cât și a transparenței actului de reglementare (modul de calcul al tarifelor reglementate și comunicarea dintre Companie și Reglementator), cu efecte vizibile la nivelul performanței financiare. Totuși, existența unui istoric marcat de condiții de reglementare nefavorabile și de un grad insuficient de transparență în modul de stabilire a tarifelor menține acest risc de reglementare.

Îmbunătățirea cadrului de reglementare al tarifului de transport, în principal in ce privește recuperabilitatea costurilor, a constituit factorul principal al îmbunătățirii ratingului de credit al Companiei în anul 2016 (creștere cu o treapta de la Ba2 la Ba1 conform comunicatelor agenției de rating Moody's). Totuși, agenția de rating notează existenta unui risc important de reglementare cauzat de istoricul decizional netransparent al procesului de aprobare a tarifelor.

4.3.10. Riscul de volum

Riscul de volum reprezintă o componenta importanta a riscului de reglementare.

Sistemul actual de tarifare este de tip monom (are o singură componenta tarifabila: energia) si creează o expunere ridicata a veniturilor la volumul de energie vehiculat in rețea. In condițiile in care baza de costuri aferenta activității de transport este preponderent fixa (costurile variabile reprezintă cca. 20% din totalul costurilor recunoscute, componenta majoritara de cca. 80% fiind determinata de costuri fixe de infrastructura: investiții, mentenanță, discrepanta creata intre structura bazei de costuri si mecanismul generator de venituri poate conduce la deviații ample ale venitului fata de venitul reglementat aprobat de ANRE [a se nota venitul excedentar substanțial înregistrat in primul an tarifar (2014-2015) al perioadei actuale de reglementare (2014-2019) produs pe fondul creșterii volumului de energie electrica vehiculat in rețele, situație ce a condus la o corecția negativa proporționala (>100 milioane lei reprezentând >10% din venitul reglementat al activității de transport) al cărei impact in tarif a trebuit atenuat prin eșalonarea corecției pe cei 4 ani ramași din perioada de reglementare (prin derogare de la metodologia tarifara]. Aceste deviații sunt corectate prin ajustări expost de tarif, apărând astfel riscul unor fluctuații importante ale venitului de la un an la altul cu transmiterea unei bune parți a acestei

perturbații la nivelul profitului (baza de costuri fiind preponderent fixa).

ANRE a lansat un proiect de simulare a efectelor introducerii sistemului de tarifare de tip binom (sistem ce are doua componente tarifabile: energie si putere). Simularea este planificata pentru intervalul 2017-2018, intrarea in efectivitate a sistemului tarifar binom urmând a avea loc in anul 2019. Sistemul de tarifare avut in vedere pentru implementare prezintă avantajul important al asigurării corelației intre structura bazei de costuri (costuri fixe vs. costuri variabile) si structura mecanismului generator de venit (venituri fixe vs. venituri variabile). Prin implementarea sistemului tarifar binom riscul de volum va fi atenuat in mod substanțial.

Masuri de control al/ atenuare a riscului: fundamentarea solida, in limitele metodologiei aplicabile, a solicitărilor de includere in tarif a unor niveluri de costuri suficiente pentru acoperirea costurilor necesare derulării activităților reglementate; reacție rapida la propunerile avansate de ANRE pentru modificarea cadrului de reglementare existent prin analizarea impactului implementării acestora asupra Companiei si propunerea ajustărilor necesare pentru protejarea intereselor Companiei

4.3.11. Riscul de implementarea codurilor de rețea

Având în vedere noutatea și complexitatea procesului de implementare la nivelul Companiei a prevederilor Regulamentelor europene privind codurile de rețea, riscul de implementarea are o componentă legată de nerespectarea anumitor termene stabilite și o componentă referitoare la implementarea neconformă a anumitor prevederi din codurile de rețea.

Acest risc se poate materializa în rapoarte nefavorabile din partea ENTSO-E și ACER cu privire la implementarea de către Companie a unor prevederi din cadrul codurilor de rețea. Ulterior, în funcție de gravitatea neconformității și lipsei unui feedback adecvat, se poate ajunge la inițierea de către Comisia Europeană a unor acțiuni de infrigement care se pot concretiza în penalizări de 10 % din cifra de afaceri a Companiei.

4.3.12. Riscuri asociate imprevizibilității Piețelor de Energie

riscul de preț datorat pieței de energie, putând duce la creșteri de costuri asociate CPT.
riscul de contrapartida riscul de neîncasare a creanțelor (incapacitatea sau refuzul unui client de a-şi îndeplini obligațiile contractuale);
riscul de prognoză risc de hazard, legat de evenimente externe (modificări neașteptate ale condițiilor atmosferice sau ale situațiilor din RET), astfel determinând creșterea CPT.

4.3.13. Riscuri de legalitate rezultând din schimbările cadrului legal, politic, de reglementare, a mediului social sau politicilor interne ale Companiei

neîndeplinirea condițiilor legale, riscul de frauda;
neapărarea drepturilor si a intereselor legitime ale companiei;
distorsiune: neinformarea privind nerespectarea legalității;
riscuri legate de licenţe, riscuri contractuale, inclusiv amenzi de la autorităţi sau plăţi compensatorii;
litigii;
derulare defectuoasa a proceselor de racordare a utilizatorilor la rețelele electrice de interes public;
neîncadrare in termenele reglementate sau contractuale, determinate in special de dificultăți in obținerea drepturilor asupra terenurilor.

4.3.14. Riscuri privind securitatea

riscuri privind securitatea si protecția infrastructurilor critice ICN/ICE;
deficiențe in managementul situațiilor de urgența si in administrarea, realizarea, actualizarea, testarea Răspunsului de urgenta din cadrul Planului de Continuitate a Activității;
riscuri privind securitatea informațiilor clasificate: accesul și circulația necorespunzătoare în Companie in zonele de securitate;
nefuncționarea/funcționarea defectuoasă a sistemelor tehnice care asigură securitatea fizică a spațiilor unde depozitează/ manipulează documente și informații clasificate,
distrugerea datelor datorita fenomenelor naturale, nerespectării procedurilor de lucru pe stațiile informatice avizate pentru lucrul cu informații/documente clasificate,
neasigurarea securității informaţiei în format electronic,
scurgerea de informații.

4.3.15. Riscuri legate de personal

deficiențe in activitățile de recrutare, relaţii cu Partenerul Social, administrare, compensare si acordare de beneficii, formare si dezvoltare profesionala;
afectarea stării de sănătate si securitate a personalului
grevele sau alte forme de întrerupere a activităţii

4.3.16. Riscuri asociate protecției mediului

poluarea mediului;
gestionarea necorespunzătoare a deșeurilor.

5. Resurse umane

5.1. Structura personalului

În perioada ultimilor ani, structura personalului s-a menţinut constantă din punctul de vedere al numărului mediu de angajaţi. Potrivit licenţei de funcționare, Transelectrica nu utilizează, de regulă, angajaţi în regim temporar. Exploatarea staţiilor electrice din RET și asigurarea serviciilor de dispecerizare a SEN se realizează cu personal operațional organizat în program de tură permanentă.

Pe parcursul anului 2016, au fost angajate 78 de persoane care au înlocuit personalul ieșit din Companie prin acordul părților și pensionare.

Tabel 6: Numărul mediu al angajaţilor cu contract individual de muncă pe durată nedeterminată

An / indicator	2016	2015	2014
Număr mediu	2.180	2.180	2.180
Salariați

Numărul angajaților cu studii superioare este întro ușoară creștere față de perioadele precendente (+3% față de anul 2015 şi +5% față de anul 2014). În anul curent, ponderea personalului cu studii superioare reprezintă 60% din total angajați, 40% fiind personal cu studii medii, în general cu profil electroenergetic.

Tabel 7: Numar personal după studii

Nivel de studii	2016	2015	2014
Superioare	1.317	1.283	1.257
Medii	863	893	919
Elementare	0	4	4
TOTAL	2.180	2.180	2.180

Analizând structura salariaților în funcție de sex, se constată că trei sferturi din totalul angajaților sunt bărbați. Din cele 528 de femei care lucrau în Transelectrica la 31.12.2016, 31 ocupă poziții la nivel top management, iar 81 la nivel de middle management, reprezentând împreună 21% din personalul de sex feminin.

Figura 11: Structura personalului în funcție de sex

Personalul cu vârste de peste 40 de ani reprezintă în continuare peste jumătate din totalul angajaților, ponderea înregistrată fiind 54% în 2014 și 56% în 2015 și 2016

47 de ani

Vârsta medie în anul 2016

În aceeași perioadă, procentul salariaţilor cu vârsta cuprinsă între 18 și 35 de ani a scăzut cu 5% față de anul anterior şi cu 13% faţă de 2014.

Tabel 8: Structura salariaților pe categorii de vârstă

Vârsta [ani]	2016	2015	2014
18-35	502	526	575
36-40	468	441	437
41-50	624	585	551
51-60	518	554	548
>60	68	74	69
TOTAL	2.180	2.180	2.180

Luând în calcul vârsta de pensionare a angajaților actuali, 42 de salariați s-au pensionat în cursul anului 2016 și 260 se vor pensiona în perioada 2017 – 2020.

Figura 12: Structura personalului în funcție de vârstă

Luând în considerare activitatea prestată de Companie, aceea de interes strategic, majoritatea angajaților au între 21 și 40 de ani de vechime în muncă, fiind angajați cu experiență ce aduc plusvaloare entităților Transelectrica.

Tabel 9: Structura salariaților pe vechime în muncă

Vechime în muncă [ani]	2016	2015	2014
0-10	487	484	499
11-20	451	446	453
21-30	635	639	631
31-40	525	524	514
>40	82	87	83
TOTAL	2.180	2.180	2.180

Figura 13: Număr angajați în funcție de grupele de vechime

Cu privire la activitatea desfășurată în cadrul Companiei, mai mult de jumătate din angajați aveau o vechime de peste 20 de ani, proporția celor cu vechime de peste 30 de ani fiind de 29%.

Tabel 10: Structura salariaților pe vechime în cadrul Companiei

Vechime în Transelectrica [ani]	2016	2015	2014
0-10	488	472	487
11-20	453	453	468
21-30	616	616	619
31-40	558	563	535
>40	65	76	71
TOTAL	2.180	2.180	2.180

Tabel 11: Structura personalului pe categorii

Categorii de personal	Număr
	salariați
Personal operativ şi operaţional
(normat), din care:	1.747
DEN	186
Personal exploatare din staţii de
transformare, centre de teleconducere şi
centre de exploatare	990
Personal admitere-recepţie	114
Personal OMEPA direct implicat în
activităţi productive – centre de
exploatare, soluționare neconformități,
sisteme telecontorizare, relații participanți
piață	40
Personal direct implicat în organizarea și
monitorizarea activităţilor de exploatare
staţii	417
Personal activităţi suport şi
management executiv	433
TOTAL	2.180

Domeniul operativ și operațional ocupă cea mai mare pondere în categoriile de personal, respectiv 80%. Dintre aceștia, cea mai mare concentrare o au angajații din exploatare într-o proporție de 57%. Comparativ cu anul anterior, numărul personalului cu activități suport și managementul executiv s-a diminuat cu 2%.

5.2.Instruire profesională

Activitățile de formare profesională derulate pe parcursul anului 2016 s-au concentrat în principal pe realizarea "Programului anual de întreținere, formare și perfecționare profesională a salariaţilor Companiei", program complex, realizat în urma unui proces amplu de identificare și prioritizare a necesităților de instruire a personalului Companiei.

Obiectivul major al acestui program a fost menținerea și dezvoltarea de noi competențe pentru personalul Companiei, concomitent cu dobândirea abilităților necesare îmbunătățirii calității și productivității muncii.

Tabelul de mai jos prezintă costurile asociate participărilor la cursuri de instruire cu prestatori de instruire externi Companiei și numărul acestora.

Tabel 12: Cursuri externe de formare profesională și cheltuielile cu furnizorul instruirii

Indicator / An	2016	2015	2014
Număr participanți	162	651	800
Număr participări	166	988	878
Cheltuieli (mil lei)	0,89	0,68	0,67

O atenție deosebită a fost acordată programelor de instruire destinate personalului operativ și a celui operațional, urmărindu-se prin acțiunile organizate formarea și perfecționarea continuă în domeniile ce necesită adaptare continuă la schimbările economice și tehnologice, îmbunătățirea performanțelor profesionale la locul de munca și dobândirea de noi abilități necesare în procesul de exploatare a echipamentelor și sistemelor energetice noi.

Din punctul de vedere al numărului de participări la programele organizate cu prestatori de instruire externi, ponderea cea mai mare s-a înregistrat în zona tehnică, respectiv 49% din totalul participărilor la nivel de Companie.

Figura 14: Distribuție participări la cursuri, pe domenii

5.3.Proiect de eficiență organizațională

În anul 2016, Transelectrica a continuat lucrul împreună cu consultantul în vederea revizuirii și validării tuturor rapoartelor și analizelor. Efortul principal s-a concentrat pe analizele și rapoartele care construiesc noul sistem de salarizare cu parte variabilă bazată pe seturi specifice de Key Performance Indicators ("KPIs"). Toate au fost finalizate în timpul alocat contractului și au fost prezentate, ca arhitectura principală, la nivel de Directorat și Consiliu de Supraveghere.

Pe baza recomandărilor consultantului, echipa de proiect sub coordonarea Directoratului, a finalizat construcția noilor structuri organizatorice. Acest proiect s-a desfășurat pe două paliere, primul legat de organigrama generală a Transelectrica, al doilea reprezentând o analiză amănunțită pe direcții și departamente existente. Astfel, au rezultat organigrame optimizate și consolidate ale noilor direcții și departamente.

Noile structuri impun o asumare mai clară de responsabilități, o creștere semnificativă de eficiență (bazată pe sinergia proceselor, creșterea vitezei de decizie și unui control mai bun al programelor și proiectelor), cât și optimizarea statelor de funcțiuni.

Sistemul de remunerare care a fost elaborat și propus prin proiectul de Creștere a eficienței organizaționale și consta într-o primă etapă în:

Introducerea în salariul de bază a sporurilor cu caracter permanent (vechime în muncă, vechime neîntreruptă în Companie, spor de fidelizare și clauza de confidențialitate) cu modificarea grilei de salarizare valabilă pâna la data de 31 decembrie 2016)
Transpunerea clauzelor vechiului Contractul Colectiv de Munca ("CCM") valabil până la data de 31 decembrie 2016 în textul noului CCM, valabil începând cu data de 01 ianuarie 2017 care cuprinde și respectarea liniei de politică și strategie a Directoratului Companiei în domeniul resurselor umane
Negocierea cu Sindicatul a unui nou Regulament de acordare a sporurilor în concordanță cu CCM aplicabil de la data de 01.01.2017

Noul sistem de remunerare, reprezintă scenariul cel mai pauzibil pentru salariații Companiei și care cuprinde noua grilă de salarizare după recomandarea Deloitte cu 9 clase de salarizare și a Nomenclatorului de funcții și meserii simplificat cu aplicare de la data de 01.01.2017.

În etapa a doua de implementare a noului sistem de salarizare, se vor stabili KPI pentru toate funcțiile de conducere, astfel încât salariații Companiei să contribuie la crearea unei culturi organizaționale puternice, orientate spre eficiență și perfornanță organizațională și dezvoltarea unui sistem de management al competenței.

5.4.Reprezentare sindicală

Angajaţii Companiei sunt afiliaţi la Sindicatul Transelectrica, care face parte din Federaţia Naţională a Sindicatelor din Electricitate UNIVERS, afiliată la rândul său la Blocul Național Sindical (BNS). În prezent, peste 90% din totalul salariaţilor achită cotizația lunară către sindicat.

Între Transelectrica și salariaţii acesteia este negociat și încheiat un Contract colectiv de muncă valabil până la 31 decembrie 2018; acesta reglementează raporturile individuale și colective de muncă, precum și drepturile și obligaţiile părţilor cu privire la:

încheierea, executarea, modificarea, suspendarea și încetarea acestuia;
timpul de muncă și timpul de odihnă;
salarizarea;
sănătatea și securitatea în muncă, condiţiile de muncă;
formarea profesională;
protecţia socială a salariaţilor și alte drepturi;
drepturile și obligaţiile ce decurg din raporturile de muncă;
recunoaşterile reciproce, drepturile și obligaţiile angajatorului și ale organizaţiilor sindicale.

Pentru soluţionarea problemelor ce pot apărea în aplicarea CCM în vigoare, pentru evitarea conflictelor de muncă, precum și pentru crearea cadrului organizatoric care să permită rămânerea în contact permanent în scopul pregătirii negocierilor la CCM, părţile au convenit să se întrunească, ori de câte ori este nevoie, în cadrul Comisiei mixte angajator - Sindicat. Comisia mixtă îşi desfăşoară activitatea în conformitate cu regulamentul propriu.

5.5.Activitatea de cercetare și dezvoltare

În vederea asigurării funcţionării SEN în condiţii de maximă siguranţă şi stabilitate, conform standardelor de calitate impuse prin licenţa de transport, Compania are nevoie de cercetări, studii suport şi consultanţă pentru fundamentarea deciziilor şi pentru implementarea de tehnologii noi la nivelul celor întâlnite pe plan internaţional şi/sau specifice sistemului energetic românesc.

Transelectrica finanţează anual programe de studii şi cercetări proprii, pentru anul 2016 fondurile alocate în valoare de 3,4 mil. lei, fiind situate în intervalul 0,1 – 0,2% din cifra de afaceri a Companiei (nivelul de circa 2 - 5% este practicat de companii similare pe plan internaţional).

La selectarea studiilor s-a ţinut seama, cu prioritate de Codul Tehnic al RET, Planul de dezvoltare RET, analiza comportării în exploatare a echipamentelor, Licenţele acordate Companiei, reglementările ANRE precum şi de capitolele prevăzute în Programul anual de studii şi cercetări:

studii privind strategii în domeniul energiei electrice;
studii privind reducerea CPT, reducerea consumului de energie electrică al Companiei;
studii suport pentru Planul de dezvoltare al Companiei;
analiza stării echipamentelor cu durată de vaţă depăşită;
studii privind integrarea surselor regenerabile şi implementarea "smart grid";
studii privind evaluarea echipamentelor şi tehnologiilor noi;
studii privind stimularea consumului eficient de energie electrică.

Lucrările realizate prin Programul Anual de Studii și Cercetări 2016, pentru care s-au efectuat cheltuieli în valoare de 1,2 mil. lei, sunt raportate anual la ANRE, și se referă în principal la următoarele obiective:

Postcalculul CPT şi bilanţul energetic în RET, prognoza pierderilor de energie în RET, pe sucursale și în ansamblul SEN pentru perioada 2015-2016;
Creşterea capacităţii de transport pentru LEA 400 kV în special Secţiunea VI din zona Dobrogea prin soluţii de reconductorare, pentru evacuarea puterii din surse regenerabile şi asigurarea funcţionării în siguranţă a RET;
Dezvoltarea RET pe termen mediu şi lung (2016 -2020 -2025);
Evaluarea impactului instalaţiilor din staţiile electrice asupra stării de sănătate a personalului;
Realizarea unui sistem de reglaj al tensiunii la nivel national prin utilizarea tehnologiei moderne, utilizând electronica de putere;
Îmbunătăţirea managementului mentenanţei pentru instalaţii, echipamente, clădiri şi construcţii speciale;
Revizuirea reglementărilor, prescripţiilor energetice privind determinarea CPT in reţelele electrice.

În propunerea de Buget de Venituri și Cheltuieli pentru anul 2017, supusă aprobării Directoratului au fost bugetate studii in valoare de 1,8 mil lei.

6. Perspective și provocări

Perspectiva următorilor ani este caracterizată de un context european marcat de eforturi semnificative, investiționale și instituționale, pentru continuarea procesului de integrare transeuropeană a piețelor de energie. Siguranța alimentării consumatorilor, diversificarea surselor de energie, creșterea competitivități economice, suportabilitatea prețului energiei, combaterea schimbărilor climatice și eficiența energetică rămân puncte principale ale agendei energetice europene.

În acest angrenaj complex ce include o paletă foarte largă de entități interesate (instituții europene și naționale, participanți direcți la piața de energie din zonele de producere, furnizare, consum), rolul rețelelor de transport în atingerea dezideratelor mai sus menționate este de importanță majoră.

O piață de electricitate europeană eficientă depinde, printre alți factori, de capacitatea sistemelor de transport naționale de a găzdui în condiții operaționale sigure și la costuri reduse noi fluxuri de energie. Aceste fluxuri sunt pilotate de o piață de energie caracterizată de o dinamică extrem de ridicată și de un grad de integrare transfrontalieră în continuă creștere.

La nivel național, obiectivele și acțiunile Transelectrica vor fi aliniate strategiei energetice a României, strategie aflată în prezent într-un amplu proces de revizuire, și vor susține și facilita implementarea acesteia.

Contextul prezentat centrează preocupările și eforturile Transelectrica pentru consolidarea siguranței alimentării cu energie electrică a consumatorilor interni și participarea activă la procesul integrării pieței unice de electricitate la nivel european.

La acestea se adaugă următoarele direcții la nivelul grupului: optimizarea și eficientizarea capacității administrative, continuarea implementării principiilor de guvernanță corporativă, explorarea oportunităților de dezvoltare a portofoliului de afaceri.

Consolidarea siguranței alimentării cu energie electrică a consumatorilor interni și creșterea eficienței energetice a rețelei de transport

Retehnologizarea Rețelei Electrice de Transport (RET) - Transelectrica își propune să accelereze procesul de modernizare și retehnologizare a întregului parc de echipamente și instalații din stațiile de transformare și să modernizeze sistemele de dispecerizare pe care le operează în prezent. În cadrul noului plan de dezvoltare a RET pentru perioada 2016-2025, plan ce a fost aprobat în august 2016 de către ANRE, au fost incluse toate stațiile care nu au intrat până în prezent în proces de retehnologizare/ modernizare.

Astfel, la finalul anului 2025 Transelectrica își propune să opereze un parc de echipamente retehnologizate, cu un grad ridicat de fiabilitate și eficiență energetică. Beneficiile unui parc modernizat de echipamente de fiabilitate înaltă sunt creșterea calității serviciului de transport (disponibilitatea rețelei, frecvența și durata întreruperilor) și scăderea costului de operare a rețelei (exploatare, mentenanță și consum energetic intern);

Continuarea investițiilor în vederea finalizării inelului național de 400kV, ce va crește siguranța alimentării consumului la nivel național, îndeosebi în zonele caracterizate de un deficit local de producție de energie electrică important, respectiv zonale în care consumul de electricitate nu este alimentat decât parțial de centralele electrice situate în zonele respective (Transilvania, Moldova); deficitul din aceste zone este asigurat prin transportul energiei electrice pe distanțe importante dinspre zonele cu producție excedentară;
Creșterea capacității de transport a RET pentru integrarea producției de energie electrică din centralele clasice și/sau regenerabile ce se estimează că vor fi construite în zone ce sunt în prezent sau

tind să devină în viitor puternic excedentare raportat la cererea locală de electricitate.

Formarea pieței unice de electricitate la nivelul Uniunii Europene (susținerea activă a procesului de integrare a pieței unice de energie electrică)

Accelerarea proiectelor de investiții în infrastructura de transport a României cu cea mai înaltă relevanță europeană (proiectele declarate de interes comun la nivelul UE în sectorul transportului energiei electrice), orientate în principal spre creșterea capacității de interconexiune transfrontalieră a României cu sistemele electroenergetice ale țărilor vecine;
Participarea la procesele de integrare interregională a piețelor de energie electrică, pe toate orizonturile de timp specifice tranzacționării energiei electrice (piața la termen, piața pentru ziua următoare, piața intrazilnică, piața de echilibrare în timp real a consumului și producției de electricitate);
Participarea activă la procesul european de standardizare, prin coduri de rețea, a accesului la rețea, a modului de operare a rețelelor de electricitate și a modului de calcul și alocare a capacității de schimb transfrontalier - codurile de rețea reprezintă reguli comune stabilite la nivel european și aplicate la nivelul tuturor statelor europene, create pentru a permite funcționarea unitară și eficientă a pieței de energie electrică, în beneficiul general al consumatorilor europeni; codurile de rețea sunt elaborate în cadrul Organizației europeane a rețelelor de transport al energiei electrice (ENTSO-E) conform ariilor prioritare stabilite de Comisia Europeană (CE) și pe baza orientărilorcadru emise de Agenția pentru cooperarea autorităților de reglementare în domeniul energiei (ACER).

Consolidarea și dezvoltarea sistemelor și mecanismelor în domeniul guvernanței corporative

Politica privind distribuția de dividende, aprobata prin Hotararea nr. 1 a Adunării Generale a Acţionarilor din data de 28.03.2016);

Implementarea principiilor de guvernanță corporativă la nivelul filialelor din cadrul Grupului, pentru eficientizarea și optimizarea operațiunilor în vederea maximizării valorii contribuției filialelor la rezultatele consolidate ale Grupului.

Creșterea eficienței administrative a organizației

Optimizarea structurii organizatorice și de personal - pentru capacitarea optimă, atât prin reproiectarea proceselor interne cât și prin încadrarea cu personal adecvat ca număr și abilități/competențe, a funcțiilor cheie și a celor suport din cadrul organizației;
Optimizarea sistemului de remunerare a personalului, prin corelare cu performanța individuală și performanța colectivă;
Creșterea nivelului de informatizare a proceselor interne (achiziții publice, investiții, bugetare, raportare managerială internă și raportare externă către instituțiile relevante cu atribuții de supraveghere /control al operațiunilor Companiei).

Explorarea potențialului de creștere a afacerii prin extinderea portofoliului actual

Operațiuni reglementate de rețea în cadrul sectorului energetic în alte țări: analizarea unor posibile achiziții de pachete de acțiuni în capitalul altor companii de profil similar;
Operațiuni nereglementate în sectoare conexe: exploatarea comercială a capacității de fibră optică excedentară în raport cu necesitățile operațiunilor de bază (operarea sistemului de transport dispecerizare a energiei electrice la nivelul României).

Raport Operațional

Pagina | 44

7. Date operaționale

7.1.Configurarea rețelei

Rețeaua electrică de transport ("RET") este rețeaua electrică de interes național și strategic cu tensiunea de linie nominală mai mare de 110 kV și este constituită din ansamblul de linii inclusiv elementele de susţinere, control şi protecţie a acestora, staţii electrice şi alte echipamente electroenergetice conectate între ele.

RET realizează interconectarea între producători, reţelele de distribuţie, consumatorii mari şi sistemele electroenergetice învecinate.

O buna parte a liniilor electrice aeriene ("LEA") și a stațiilor electrice de transformare ce alcătuiesc RET a fost construită în anii 1960- 1970, la nivelul tehnologic al acelor ani.

Volumul capacităților energetice, conform licenței pentru prestarea serviciului de transport al energiei electrice, a serviciului de sistem este cel prezentat în tabelul alăturat:

Tabel 13: Volumul capacităților energetice

Tensiunea (kV)	Stații (nr.)	Puterea instalată (MVA)	LEA (km)
400	38	21.435	4.915,227
220	42	14.123	3.875,644
750	1	2.500	3,108
110	-	-	40,418
Total	81	38.058	8,834,397

Figura 15: Rețeaua Electrică de Transport

Compania urmăreşte menţinerea, în condiţii de eficienţă economică, a calităţii serviciului de transport şi de sistem şi a siguranţei în funcţionare a sistemului electroenergetic naţional, în conformitate cu reglementările în vigoare şi cu standardele asumate în comun, la nivel european.

Investiţiile efectuate până în prezent au permis menţinerea la un nivel corespunzător a infrastructurii de conducere prin dispecer şi a infrastructurii necesare funcţionării pieţelor de electricitate: reţea naţională de fibră optică, sistem de monitorizare şi conducere EMS - SCADA, sistem de măsurare a cantităţilor de energie electrică tranzacţionate pe piaţa angro, platforme IT de tranzacţionare şi decontare. Este în curs de desfăşurare programul de modernizare a întregii reţele la nivelul celor mai înalte standarde europene cu lucrări de modernizare şi retehnologizare a staţiilor electrice cele mai importante din RET, precum şi de dezvoltare a capacităţii de transport pe linii de interconexiune.

Compania își propune, prin noul plan de dezvoltare pe 10 ani a Rețelei Electrice de Transport (2016-2025) ce a fost depus spre aprobare la ANRE în anul 2016, ca un număr de 40 de stații de transformare să intre în proces de retehnologizare în următorii 10 ani, astfel că la finalul anului 2025 Transelectrica va opera un parc de echipamente adus la zi din punct de vedere tehnologic, cu un grad ridicat de fiabilitate și eficiență energetică.

7.2.Date operaționale selectate

Balanța energetică SEN

Tabel 14: Balanţa energetică

TWh	2016	2015	2014
Producție netă	60,7	61,7	60,7
Import	2,3	1,4	1,4
Export	7,3	8,2	8,5
Consum net*	55,6	55,0	53,5

* 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 pompare.

Figura 16: Balanţa Energetică (TWh)

WE LEAD THE POWER

În anul 2016 consumul intern net³ a crescut față de perioada similară a anului trecut cu 1,1% în condițiile în care producția netă de energie a înregistrat o scădere de aprox. 1,6% comparativ cu perioada similară a anului 2015.

Schimburile fizice transfrontaliere de export au scăzut cu 10,3% față de perioada similară din 2015, în timp ce fluxurile transfrontaliere de import au înregistrat o creștere de aproximativ 60,5 %.

Parcul național de producție

În anul 2016, puterea instalată brută în centralele electrice a înregistrat o scădere de 1,6%, comparativ cu anul 2015.

Puterea instalată în centralele pe surse regenerabile a crescut cu aproximativ 2,8%, de la 4.400 MW instalați la 31 decembrie 2015, la 4.525 MW instalați la 31 decembrie 2016.

³ 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

MW	2016*	2015	2014
Termo4	12.032	12.011	12.102
Nuclear	1.413	1.413	1.413
Hidro	6.744	6.731	6.709
Regenerabile5	4.525	4.400	4.276
Total	24.714	24.555	24.500

Tabel 15: Putere instalată (valori brute)

* Valori înregistrate la 01.01.2017

Structura parcului de productie în anul 2016 este redată mai jos

Figura 17: Putere instalată 2016

Mixul producției de energie electrică

În anul 2016 comparativ cu 2015, s-a înregistrat o creștere a ponderii componentei hidro, ponderea acesteia devenind cca 30% din structura mixului de producție, în timp ce aportul componentelor termo, regenerabile și nuclear au cunoscut scăderi (42,6 TWh, faţă de 45,2 TWh). În structură, componenta termo a reprezentat 39% din mixul de producție, în timp ce producția nucleară și regenerabile au reprezentat 17,1% şi, respectiv 14,5%.

Tabel 16: Mixul producției de energie electrică netă

TWh	2016	2015	2014
Termo6	23,4	25,0	23,0
Nuclear	10,4	10,7	10,7
Hidro	18,1	16,5	18,6
Regenerabile7	8,8	9,5	8,3
Total	60,7	61,7	60,7

Figura 18: Mixul producției 2014 – 2016 (TWh)

Consumul net

La nivel lunar, consumul mediu net de energie electrică în anul 2016 a înregistrat o tendință de creștere față de anul 2015.

Figura 19: Consum mediu net (MWh/ h)

⁴ Hidrocarburi și cărbune

5 Eolian, biomasă, fotovoltaic

6 Hidrocarburi și cărbune

7 Eolian, biomasă, fotovoltaic

Consumul maxim orar net corespunzător anului 2016, a fost înregistrat în luna decembrie, în aceeași tendință a ultimilor ani când valorile maxime au fost înregistrate în lunile de iarnă.

Figura 20: Consum maxim orar net (MWh/ h)

Tabel 17: Consum maxim

An	Lună	Valoare (MWh/ h)
2016	Dec	8.752
2015	Ian	8.488
2014	Dec	8.464

Schimburi comerciale de energie electrică

Evoluția schimburilor comerciale cu țările vecine este influențată, în principal, de evoluția prețurilor pe piețele de energie electrică din Europa, dar și de disponibilitatea capacităților de producție și de valoarea capacităților nete de schimb transfrontaliere.

În anul 2016, tendința înregistrată în anii precedenți s-a păstrat, înregistrându-se un export net de 5,0 TWh, în scădere față de anul 2015.

Figura 21: Fluxuri transfrontaliere (GWh) 0

Fluxuri transfrontaliere - evoluție lunară T1 2015

-800 -600 -400 -200

GWh

Utilizare capacitate totală alocată

În anul 2016 fluxurile transfrontaliere au înregistrat valori pozitive pe relația cu Bulgaria, Serbia și Ungaria și în scădere pe relația Ucraina.

comparativ cu 2015, fluxurile fizice de export au crescut cu Bulgaria (5%, +207 GWh) și Ungaria (+31%, +93 GWh), în timp ce s-au redus pe relația cu Serbia (-30%, -713 GWh) și Ungaria (-32%, -430 GWh).
la nivelul importului au înregistrat o creștere pe relațiile cu Serbia (+517%, +289GWh), Ucraina (+23%, +278GWh), Ungaria (+125%, +311GWh) şi Bulgaria (+27%, +38GWh). Pe relația cu Republica Moldova nu s-au

înregistrat operațiuni de import/export în anii 2016 și 2015.

În cursul anului 2015, din totalul alocat în urma licitațiilor privind capacitatea de interconexiune (ca rezultat al alocărilor anuale, lunare, zilnice şi intrazilnice), gradul de utilizare la export a fost semnificativ mai mare, înregistrând valori medii de 98% pe direcţia export spre Ungaria, 96% pe direcţia export spre Serbia şi în jur de 72% pe direcţia export spre Bulgaria.

La sfârșitul anului 2014, a fost introdusă cuplarea pieţelor pentru ziua următoare din România, Ungaria, Cehia şi Slovacia, trecându-se astfel de la alocarea zilnică explicită la cea implicită pe graniţa România - Ungaria. Introducerea mecanismului de cuplare nu a afectat modul de determinare, armonizare şi ofertare a capacităţii disponibile pe graniţe.

Deoarece există un interes crescut al furnizorilor de energie electrică de a utiliza capacităţile transfrontaliere de export către Ungaria câştigate în urma licitaţiilor anuale şi lunare, au rezultat valori reduse ale capacităţii disponibile pentru alocarea zilnică pe direcţia export către Ungaria, în acelaşi timp eliberându-se o capacitate mare pentru import din Ungaria, prin utilizarea mecanismului de soldare.

Începând cu anul 2013 nu s-a realizat export în schema de insulă pasivă în Republica Moldova. Începând cu luna martie 2013, nu s-a mai realizat import din Republica Moldova în schema de insulă pasivă în SEN.

Tabel 18: Interconexiuni transfrontaliere (utilizare capacitate totală alocată %)

Graniță	Direcție	2016 [%]	2015 [%]	2014 [%]
	export	65,8	98,1	75,5
Ungaria	import	33,3	38,5	16,0
Bulgaria	export	77,6	72,4	51,2
	import	8,6	18,7	18,0
Serbia	export	71,1	96,1	78,9
	import	14,0	5,8	7,3
	export	3,6	8,0	0,0
Ucraina	import	2,6	18,8	14,6
Moldova	export	0,0	0,0	0,0
	import	0,0	0,0	0,0

Valorile prezentate în tabel reprezintă medii anuale calculate ca medii aritmetice simple ale valorilor lunare medii

Figura 22: Grad de utilizare a capacității total alocate (%)

Evoluţia consumului propriu tehnologic înregistrat în rețeaua electrică de transport

Evoluția consumului propriu tehnologic ("CPT") în RET este influenţată de mai mulţi factori, independenţi de activitatea Transelectrica, precum: condiţiile meteo, structura producției vs. localizarea consumului, fluxurile fizice de import/ export pe graniţele SEN. Cele mai mici valori (raportate la energia intrată în conturul rețelei) se înregistrează în anii secetoşi, hidraulicitatea scăzută determină intrarea în funcțiune a centralelor electrice care au ca sursă primară gazul astfel se obține o structură mai favorabilă a producției, iar pierderile Corona sunt reduse.

Tabel 19: Evoluție CPT

		2016	2015	2014
Energie intrată în rețea	GWh	43.674	43.758	42.851
Pierderi	GWh	1.012	1.030	1.026
CPT	%	2,32%	2,35%	2,40%

Factori care au determinat evoluția CPT(%) în anul 2016 comparativ cu anul precedent

În anul 2016, cantitatea necesară acoperirii CPT-ului în RET (1.012 TWh) a scăzut cu cca. 1,75 % comparativ cu perioada similară din 2015 (1.030 TWh), fiind o combinație a condițiilor meteorologice mai favorabile, a fluxurilor fizice de import/export și a structurii de producție.

Raportate la energia intrată în conturul reţelei, pierderile au scăzut ușor de la 2,35% la 2,32%.

Figura 23: Evoluția CPT (2014 – 2016)

Evoluția lunară a CPT în 2016

Nivelul maxim – martie:

În luna martie s-a înregistrat valoarea maximă de 2,63%.

Energia redusa intrata in contur a contribuit direct la o valoare mai ridicată a procentului de CPT.

Fluxurile import/ export au fost mai dezavantajoase din punct de vedere al CPTului pe graniţele cu Bulgaria şi Serbia

Structura producției a fost mai defavorabilă, scăzând producția în centralele situate în zone deficitare (cele pe gaze și cele hidro cu lacuri de acumulare), pe fondul reducerii exportului.

Nivel minim – iulie:

La nivel lunar, raportat la energia intrata in RET, valoarea minima a CPT s-a realizat in luna iulie, respectiv 1,94 % (75,853 GWh). Factorul determinant pentru pierderile mici a fost reprezentat de structura de producţie mai favorabila.

In valori absolute, au fost trei luni cu valori scazute aproximativ egale: aprilie (75,113 GWh, respectiv 2,32 % din energia intrată in RET), iulie (75,853 GWh, 1,94 % din energia intrata in RET) si septembrie (75,724 GWh, respectiv 2,13 % din energia intrata in RET). In luna aprilie factorii determinanti pentru scaderea pierderilor au fost reprezentati de valoarea redusa a energiei intrata in conturul RET, de structura avantajoasa a productiei interne si de fluxurile fizice avantajoase pe granita de nord-vest situata in zona deficitara din punct de vedere al productiei de energie electrica. Energia redusa transportata, la care s-au adaugat conditiile meteo favorabile au influentat scaderea pierderilor in luna septembrie.

Figura 24: Evoluția lunară a CPT

8. Dezvoltarea RET

Planul de Administrare al Transelectrica prevede accelerarea proiectelor de investiții în vederea modernizării și întăririi Rețelei de transport a energiei electrice, creșterea capacității de interconexiune cu țările din cadrul ENTSO-E cât și cu cele din afara UE.

Accelerarea investițiilor este prioritatea zero pentru membrii Consiliului de Supraveghere (CS) și Directoratului, fiind motivată de însuși circuitul financiar de determinare a performanței financiare, corespunzător metodologiei de tarifare aprobată de ANRE aplicabilă Companiei, care determină asigurarea surselor de finanțare a activitaților operaționale și investiționale.

8.1.Planul de dezvoltare RET – perioada 2016 – 2025

La baza "Planului de dezvoltare a RET – perioada 2016 - 2025" ("Planul RET"), aprobat de ANRE, au stat analize privind regimurile de funcţionare a RET în perspectivă, bazate pe scenarii privind evoluţia consumului, parcului de producţie şi schimburilor cu sistemele vecine, pe termen mediu şi lung.

Pentru a stabili necesităţile de întărire a reţelei pe orizontul de timp al Planului de dezvoltare a RET, s-au avut în vedere posibilităţile reale de echilibrare a balanţei producţie-consum şi prezumţia că reglementările vor asigura corelarea sistemului de promovare cu obiectivele strategice naţionale, astfel încât să aducă volumul total instalat în centrale eoliene şi fotovoltaice la un nivel apropiat de nivelul care asigură dezvoltarea eficientă şi sustenabilă.

Prin specificul lor, proiectele de infrastructura RET necesită o durată mare de pregătire și realizare, astfel încât rezultatele devin vizibile după un anumit număr de ani.

Experiența ne arată că ciclul complet uzual al unui proiect de investiții (pornind de la faza de proiectare inițială, elaborare a studiului de fezabilitate, caietului de sarcini și proiectului tehnic și până la execuție și punerea în funcțiune a proiectului) pentru realizarea/ retehnologizarea unei stații electrice este în medie de 5 ani, iar pentru construcția unei linii electrice noi de 9 ani.

Parcul de producţie din zona Dobrogea cunoaşte o dezvoltare rapidă. Au apărut numeroase centrale electrice eoliene şi fotovoltaice. Sunt, de asemenea, preconizate două noi unităţi nucleare la CNE Cenavodă. Prin urmare, este necesară întărirea secţiunii de reţea internă care asigură transportul puterii spre centrele de consum şi stocare situate la vestul şi nordul zonei. De la o producţie în centrale noi de circa 3.000 MW în Dobrogea (indiferent de sursa primară utilizată - CEE, CEF, CNE Cernavodă, CET Brăila, CET Galaţi) apare necesitatea întăririi capacităţii reţelei de a evacua puterea. În funcţie de localizarea exactă a proiectelor de centrale care se vor materializa şi de modul de distribuţie a încărcării centralelor în restul SEN, această necesitate poate apărea de la o valoare de 2.500 MW/ 3.500 MW.

Dezvoltarea reţelei trebuie să aibă în vedere soluţii care să permită eliminarea congestiilor pe direcţiile principale ale fluxurilor de putere între centrele de producţie din estul ţării şi centrele de consum şi stocare din vest, corespunzând următoarelor culoare de transport:

culoarul N-S de legătură între Dobrogea şi Moldova;
culoarul E-V/S de legătură între Dobrogea şi Bucureşti + zona limitrofă/sudul continentului;
culoarul E-V de legătură între Moldova şi SEN spre vest.

Dezvoltarea capacităţilor de producţie bazate pe surse regenerabile conduce la intensificarea schimburilor între sisteme şi la

creşterea variabilităţii fluxurilor de putere pe regiuni întinse. Experienţa ultimilor ani şi prognoza pentru perioada următoare indică un grad mare de solicitare a reţelei din România la graniţele cu Serbia şi Ungaria, atât pentru schimburi între SEN şi aceste sisteme, cât şi pentru tranzit care traversează reţeaua SEN. Pentru a asigura infrastructura necesară schimburilor de energie electrică în regiune, este necesară creşterea capacităţii de schimb la interfaţa de vest a sistemului.

Sunt în analiză, de asemenea, proiecte de creştere a capacităţii de interconexiune cu Republica Moldova, astfel încât volumul schimburilor de putere, realizat în prezent prin insule de consum/producţie racordate radial, cu valori foarte limitate, să poată creşte la valori semnificativ mai mari.

Întărirea capacităţii de interconexiune a României va facilita exportul energiei produse, în anumite intervale de timp, de centralele eoliene şi fotovoltaice din SEN, în exces faţă de cererea internă. De asemenea, se va pune la dispoziţia participanţilor la piaţă o capacitate de transport suplimentară pentru a exporta producţia disponibilă în centrale termoelectrice competitive pe piaţa energiei sau pentru a importa energie mai ieftină disponibilă în piaţă pe anumite intervale orare.

Din analizele de regim staţionar şi stabilitate statică, a rezultat că secţiunile monitorizate S4 (secţiunea de alimentarea a zonei Transilvania de N-V) şi S5 (secţiunea de alimentare a zonei Moldova) prezintă un risc ridicat de funcţionare în apropierea puterii maxim admisibile în secţiune atât pe termen mediu, cât şi pe termen lung, fiind demonstrată necesitatea întăririi fiecăreia dintre aceste secţiuni. În acest sens, întărirea reţelei electrice de transport prin întregirea inelului de 400 kV între zona de Nord-Est şi Nord-Vest a SEN este benefică în ceea ce priveşte creşterea rezervelor de stabilitate statică atât pentru secţiunile S4 şi S5, cât şi pentru secţiunea S3 (secţiunea comună de transport între zonele Dobrogea+Moldova şi restul SEN). Au fost identificate şi câteva zone pentru care se estimează probleme locale de siguranţă a alimentării consumului, unde trebuie instalate capacităţi suplimentare de injecţie din reţeaua de 400 kV spre reţeaua de tensiune inferioară (Iernut, Sibiu).

Proiecte incluse în Planul de dezvoltare a RET – perioada 2016 - 2025

Conform competenţelor şi atribuţiilor stabilite prin Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012 şi Condiţiilor asociate Licenţei nr. 161 pentru transportul de energie electrică şi furnizarea serviciului de sistem, Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" S.A. planifică dezvoltarea rețelei electrice de transport, ţinând seama de stadiul actual şi evolutia prognozată a consumului, parcului de producţie şi schimburilor de energie electrică şi elaborează la fiecare doi ani un Plan de dezvoltare pentru următorii zece ani succesivi.

Ultima ediţie aprobată a Planului de dezvoltare pe zece ani se referă la perioada 2016 – 2025. Aceasta a fost aprobat de ANRE prin Decizia nr.1251/2016 şi respectiv de MECRMA prin Acordul nr.4953/C6B/2016.

Planul de Dezvoltare al RET reprezintă un document deosebit de important pentru activitatea Companiei prin care se identifică și se propun proiectele de dezvoltare și modernizare a reţelei electrice de transport pentru următorii zece ani, corelat cu evoluția prognozată a consumului de energie electrică, cu respectarea normelor tehnice în vigoare.

Principalele obiective a căror îndeplinire conduce la necesitatea dezvoltării RET sunt:

Creşterea capacităţii de interconexiune cu alte sisteme;
Creșterea capacității de transport între zona de est (Dobrogea) și restul SEN interconectat;
Siguranța alimentării consumului din zone deficitare la parametrii normaţi de calitate şi siguranţă;

Retehnologizarea și modernizarea stațiilor existente.

S-au identificat ca proiecte principale şi s-a verificat adecvarea următoarele dezvoltări ale RET, ale căror termene de finalizare au avut în vedere duratele necesare pentru realizarea investiţiilor:

Creşterea capacităţii de interconexiune transfrontaliere

Creşterea capacităţii de schimb pe interfaţa de vest a României sunt planificate următoarele dezvoltări ale reţelei:

PCI "Grupul România–Serbia, între Reşiţa şi Pancevo", cunoscut sub denumirea "Mid Continental East corridor", care include următoarele proiecte de interes comun:

LEA 400 kV d.c. Reşiţa (RO) Pancevo (Serbia);
LEA 400 kV Porţile de Fier Reşiţa şi extinderea staţiei 220/110 kV Reşiţa prin construcţia staţiei noi de 400 kV;
trecere la 400 kV a LEA 220 kV d.c. Reşiţa –Timişoara – Săcălaz – Arad, inclusiv construirea staţiilor de 400 kV Timişoara şi Săcălaz.

Creșterea capacității de transport între zona de est (în special Dobrogea) și restul sistemului electroenergetic interconectat și integrarea în sistem a puterii generate din SRE şi alte surse în Dobrogea

PCI "Grupul Bulgaria–România, creşterea capacităţii", cunoscut sub denumirea "Black Sea corridor", care include următoarele proiecte de interes comun:

LEA 400 kV d.c. Smârdan Gutinaş;
LEA 400 kV d.c. Cernavodă–Stâlpu, cu un circuit intrare/ieşire în Gura Ialomiţei.

Alte proiecte de creștere a capacității de evacuare din Dobrogea:

Racord intrare ieşire LEA 400 kV Stupina – Varna şi LEA 400 kV Rahman – Dobrudja în staţia 400 kV Medgidia Sud;
Extinderea staţiei de 400/110 kV Medgidia Sud şi retehnologizarea staţiei de 110 kV, pentru creşterea puterii de rupere a întrerupătoarelor corelat cu creşterea curentului de scurtcircuit;
LEA 400 kV s.c. Gădălin Suceava;
LEA 400 kV Stâlpu Braşov/ Dârste;
Trecerea la tensiunea de funcţionare 400 kV a LEA 220 kV Brazi Vest - Teleajen – Stâlpu (construită pentru 400 kV), inclusiv construcţia staţiilor de 400 kV Stâlpu şi Teleajen;
LEA 400 kV d.c. Medgidia Sud Constanţa Nord;
LEA 400 kV s.c. Suceava Gădălin;
Reconductorarea LEA 220 kV Stejaru Gheorghieni – Fântânele;
Mărirea capacității de transport pe tronsonul de 8 km cu secţiune mai mică LEA 400 kV Bucuresti Sud - Pelicanu;
Mărirea capacității de transport pe tronsonul de 53 km cu secţiune mai mică LEA 400 kV Cernavodă - Pelicanu.

Integrarea în SEN a puterii generate din alte centrale

Pentru evacuarea în condiţii de siguranţă a puterii de la CHE Porţile de Fier II, s-a convenit cu S.C. Hidroelectrica SA evacuarea la 220 kV, prin construcţia staţiei de 220 kV Ostrovul Mare, şi a LEA 220 kV d.c. racord Ostrovul Mare în LEA 220 kV Porţile de Fier - Cetate. Pentru evacuarea în condiţii de siguranţă a puterii de la centralele termoelectrice Craiova şi Işalniţa, s-a planificat mărirea capacitatii de transport pe LEA 220 kV

Siguranţa alimentării consumului din zone deficitare

Işalniţa – Craiova circ. 1 (9,6 km).

Instalarea celui de al doilea transformator 400/110 kV în staţia Sibiu Sud, pentru rezervarea singurei injecţii din RET în zona Sibiu;
Instalarea celui de al doilea AT 400/220 kV, 400 MVA, în staţia Iernut, pentru asigurarea alimentării consumului în zona de N-V a ţării, în lipsa unei puteri instalate suficiente în centralele din zonă;
Inlocuirea conductoarelor active ale LEA 220 kV d.c. Bucureşti Sud – Fundeni, pentru creşterea puterii transportate admisibile:

Înlocuirea trafo T3 si T4 110/10kV, 25 MVA cu transformatoare 110/(20)10 kV, 40 MVA în stația electrică Fundeni.

Retehnologizarea şi modernizarea staţiilor existente

Un număr semnificativ de stații existente se află/vor intra într-un program susținut de retehnologizare și modernizare a instalațiilor și echipamentelor:

Bucuresti Sud 440/22/110/20 kV,
Bradu 400/220/110/20 kV,
Câmpia Turzii 220/110 kV,
Tihău 220/110 kV,
Cluj Est 400/110/10 kV,
Suceava 110/20 kV,
Vetiș 220/110/20 kV,
Sărdănești 220/110/20 kV,
Turnu Severin Est 220/110 kV,
Domnești 400/110/20 kV,
Isaccea 400 kV,
Arefu 220/110/20 kV,
Râureni 220/110 kV,
Dumbrava 220/110 kV,
Oțelărie electrică Hunedoara 220 kV,
Ungheni 220/110/20 kV,
Medgidia Sud 110 kV,
Filești 220/110 kV,
Craiova Nord 220/110 kV,
Timișoara 110 kV,
Baru Mare 220/110kV/MT,
Iaz 220/110 kV,
Hășdat 220/110 kV,
Munteni 400(220)/110/20 kV,
Focșani Vest 400(220)/110 kV,
Pelicanu 400/110 kV,
Bacău Sud 110 kV,
Roman Nord 110 kV,
Stâlpu 110 kV/MT,
Ghizdaru 220/110/20 kV,
Drăgănești Olt 400/110 kV,
Grădiște 220/110 kV;

Modernizare/înlocuire sistem comandă control protecție în 7 stații (220/110 kV Calafat, 400/110kV/MT Constanța Nord, 400/110/20 kV Oradea Sud, 400/220 kV Roșiori, 220/110/20 kV Târgoviște, 220/110/10 kV Fundeni, 220/110/20 kV Fântânele).

Sunt prevăzute, de asemenea, cu un orizont mai îndepărtat, proiectele:

Retehnologizare stația 110 kV Săcălaz (corelat cu lucrările la axul de vest);
Retehnologizare stația 220/110 kV/MT Alba Iulia;
Retehnologizare stația 400/110 kV Dârste;
Modernizare/înlocuire sistem comandă control protecție în 15 stații (220/110/20 kV Sălaj, 220/110 kV Baia Mare 3, 400 kV Țânțăreni, 400/220/110 kV/MT Urechești, 220/110 kV Paroșeni, 220/110 kV Pestiș, 400 kV Nădab, 400 kV Calea Aradului, 400/220/110 kV București Sud, 220/110 kV Turnu Măgurele, 400/220/110 kV Brazi Vest, 400/110/20 kV Gura Ialomiței, 220/110/20 kV Mostiștea, 400/220/110/20 kV Sibiu Sud, 220/110/20 kV Gheorgheni).

8.2.Investiții

8.2.1 Investiții 2016

Valoarea mijloacelor fixe înregistrate în contabilitate în cursul anului 2016 a fost de 93,27 mil lei.

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:

Marirea gradului de siguranță a instalațiilor aferente Stației 400/220/110/10 kV București Sud - înlocuire echipament 10 kV - Lot II – 18,6 mil lei;
Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier - Reșița - Timișoara - Săcălaz - Arad - Etapa I - Extinderea Stației 400 kV Porțile de Fier – 12,9 mil lei;
Înlocuire AT și Trafo în stații electrice etapa II – 9.8 mil lei:
- transformator T2 16 MVA Stația 110/20kV Ungheni;
- transformator T2 25 MVA Stația 220/110/20 kV Grădiște;
- transformator T1 25 MVA Stația 110/20kV Gheorgheni;
- autotransformator AT2 200MVA Stația 220/110 kV Ungheni;
Racordarea la RET a CEE 27 MW din zona localității Stâlpu, jud. Buzău, prin realizarea a două celule 110 kV în Stația 220/110 kV Stâlpu – 2,1 mil lei;
Sistem integrat de securitate la noua Stație 400 kV Stupina – 1,9 mil lei;
Modernizare servicii interne cc și ca în Stația 400/110 kV Drăgănești-Olt – 1,9 mil lei;
ÎInlocuire echipamente centrale sistem SCADA în Stația 400/220 kV Gutinaș – 1,5 mi. lei;
Reconductorare LEA 220 kV Craiova Nord - Ișalnita, circuitul 1 – 1,2 mil lei;
Modernizare clădire industrială nr.2 ST Timișoara, regim Sp+P+1E – 1,2 mil lei;
Modernizarea unei celule LEA 110 kV Porţile de Fier - Gura Văii în Staţia 110 kV Porțile de Fier şi a două celule de 6 kV – 1,1 mil lei;
Consolidare și modernizare clădire compensator Stația 400/220/110/20 kV Suceava - 1 mil lei;
Racordarea centralei pentru producerea energiei în sistem de cogenerare pe bază de biomasă cu puterea de 5,4 MW - CTE ENVISAN - etapa 1 – 1 mil lei;
Reglementarea coexistență între LEA 220 kV Mintia-Timișoara, în tronsonul 303-305, la intersecția cu Autostrada Timișoara-Lugoj, lot 2, km 54+000 - km 79+625 – 0,9 mil lei;
Extindere servicii interne c.a. și c.c., completare sistem de comandă control și protecții la Stația 220/110 kV Peștiș – 0,6 mil lei;
Racordarea instalației de canalizare a Stației 400/110 kV Brașov la instalația de canalizare a orașului – 0,6 mil lei;
Înlocuirea stâlpului nr. 301 din LEA 400 kV Mintia - Sibiu Sud – 0,5 mil lei.

În anul 2016 au fost semnate contracte de execuție pentru următoarele obiective de investiții majore:

Modernizare stația 400/110 kV Dumbrava (20,5 mil lei)
Înlocuire componente sistem EMS SCADA AREVA (11,0 mil lei)
Retehnologizarea stației 400kV Isaccea, Etapa I – Înlocuire boboâine compensate, celule aferente și celula 400kV Stupina (6,5 mil euro)
Retehnologizare Stația 220/110kV Turnu Severin Est (9,5 mil euro)
Remediere avarie în regim de urgență a LEA 400kV Iernut – Gădălin și LEA 220kV – Baia Mare (5,9 mil lei)
Modernizarea stația electrică 220/110/20 kV Arefu (24,2 mil lei)
Modernizare stația electrică 220/110kV Râureni (16,9 mil lei)

Pentru proiectele menționate au fost semnalate în general dificultăți în demararea lor din cauza unor motive ce țin de:

Întărzieri în execuția proiectelor tehnice de execuție
Neacordarea de retrageri din exploatare a instalațiilor în perioada planificată
Incapacitatea contractorilor de a executa lucrări simultan la mai multe obiective.

Achizițiile de imobilizări corporale și necorporale⁸ în anul 2016 sunt în valoare de 171,3 mil lei comparativ cu anul 2015 când achizițiile au fost în sumă de 243,1 mil lei.

Tabel 20: Achiziții de imobilizări corporale și necorporale

Mil lei	2016	2015	2014
Achiziții de imobilizări corporale și necorporale	172*	214*	188

*sumele nu include avansul neutilizat/plătit aferent tronsonului de linie nouă Porţile de Fier – (Anina) – Reşiţa in valoare de 29,6 mil. lei

Figura 25: Valoarea mijloacelor fixe intrate în contabilitate (fără TVA, mil. lei)

Principalele 6 proiecte de investiții demarate în anul 2016:

Modernizare staţia 220/110 kV Dumbrava

Lucrarea presupune înlocuirea echipamentului primar și secundar în stația 220 kV Dumbrava și înlocuirea echipamentului primar 110 kV cu completarea Sistemului de Comandă Control Protecții (SCCP) 110 kV cu cea de a doua grup de protecții și integrarea în SCADA stație.

Astfel, stația Dumbrava modernizată va avea echipamente primare noi, performante, la nivelul tehnologiei actuale și un sistem avansat de comandă-control-protecţie cu fiabilitate ridicată care să asigure telecomanda staţiei.

Retehnologizarea staţiei 400 kV Isaccea

Scopul retehnologizării staţiei 750/400 kV Isaccea este subordonat concepţiei Transelectrica prevăzută în "Concepţia generală privind strategia conducerii la distanţă a staţiilor electrice retehnologizate". În urma

retehnologizării staţiei va fi asigurată teleconducerea(telecomanda,telesemnalizarea ,telemăsurarea) viitoarei staţii, de la sediile DEC / DET Bucureşti / CTSI S.T.

Proiectul se va derula în 2(două) etape:

ETAPA I cuprinde:

montarea celor două bobine de compensare (BC) de 100 MVAr, inclusiv echiparea celulelor de 400 kV ale acestora (cu extinderea barelor 400 kV);
trecerea LEA 400 kV Stupina pe celulă proprie.

ETAPA a II-a, cuprinde:

Retehnologizarea stației principale 400 kV prin montarea de echipamente moderne și dimensionarea barelor colectoare pentru un curent limită termic de 40 kA, 1s și un curent nominal primar de 4000 A;
Asigurarea unor spații de rezervă în stația principală pentru 2 celule LEA 400 kV și o celula trafo 400/110 kV, inclusiv spațiu pentru transformatorul propriu zis;
Asigurarea unui spațiu de rezervă în stația principală 400 kV pentru o viitoare celulă AT 750(800)/400 kV.

Retehnologizare Staţia 220/110 kV Turnu Severin Est

Proiectul are drept scop realizarea unor stații noi de 220 kV și 110 kV, prevăzute cu echipamente primare și secundare moderne și de ultimă generație, precum și asigurarea teleconducerii întregii stații de la nivelul Centrului de Teleconducere al ST Craiova și al centrelor de dispecer centrale și teritoriale pentru a răspunde cerințelor actuale de siguranță funcțională și operațională a SEN, conducând astfel la creșterea calității serviciului de transport al energiei electrice și la creșterea siguranței în deservirea utilizatorilor rețelei electrice de transport.

Retehnologizarea stației de 220/110 kV, va permite monitorizarea și diagnoza de la distanță a tuturor echipamentelor, precum și reducerea costurilor de mentenanță.

⁸ Include variația furnizorilor de imobilizări în sold la data de 31 decembrie 2016

Remediere avarie în regim de urgență a LEA 400 kV Iernut - Gădălin și a LEA 220 kV Iernut - Baia Mare 3

Lucrările de remediere a LEA 400 kV Iernut – Gădălin și a LEA 220 kV Iernut – Baia Mare 3 au scopul eliminării efectelor avariilor apărute în iunie 2016, în urma condițiilor atmosferice deosebite de tip tornadă (ploaie, vânt în rafale, cu viteza de 112 km/h), pe raza localității Cuci (lângă stația Iernut). Astfel, în urma acestei furtuni pe LEA 400 kV Iernut – Gădălin s-au găsit 6 stâlpi căzuți, iar pe LEA 220 kV Iernut – Baia Mare 3 s-au găsit 4 stâlpi căzuți.

Modernizare staţia electrică 220/110 /20 kV Arefu

Obiectivul proiectului este acela de a moderniza, la nivelul tehnologiei actuale, staţia electrică 220/110/20 kV Arefu în vederea teleconducerii staţiei în conformitate cu strategia Transelectrica. În cadrul Proiectului de modernizare al staţiei Arefu sunt avute în vedere execuţia de lucrări pentru circuitele primare şi secundare aferente substaţiilor 220kV, 110kV şi 20 kV. Se înlocuiesc echipamentele primare cu o vechime de peste 30 de ani cu unele noi, performante, la nivelul tehnologiei actuale. Circuitele secundare vor fi integral modernizate prin implementarea unui sistem avansat de comandă-control-protecţie proiectat în concordanţă cu cerinţele cele mai actuale pe plan mondial, cu fiabilitate ridicată.

Modernizare staţia electrică 220/110 kV Răureni

Obiectivul proiectului este acela de a moderniza, la nivelul tehnologiei actuale, staţia electrică 220/110 kV Râureni în vederea teleconducerii staţiei în conformitate cu strategia Transelectrica. În cadrul Proiectului de modernizare al staţiei Râureni sunt avute în vedere execuţia de lucrări, livrări de echipamente şi prestări de servicii (proiectare, inginerie, testare, PIF) pentru circuitele primare şi secundare aferente substaţiilor 220 kV şi 110 kV.

Astfel, se înlocuiesc echipamentele primare cu o vechime de peste 30 de ani cu unele noi, performante, la nivelul tehnologiei actuale. Circuitele secundare vor fi integral modernizate prin implementarea unui sistem avansat de comandă-control-protecţie proiectat în concordanţă cu cerinţele cele mai actuale pe plan mondial, cu fiabilitate ridicată.

8.2.2 Programul de investiții pentru anul 2017 și estimarea pentru anii 2018-2019

Compania urmărește impulsionarea investițiilor în modernizarea și retehologizarea RET și pentru creșterea capacităților de interconexiune cu țările vecine atât din perspectiva asigurării siguranței Sistemului Electroenergetic Național, cât și facilitatea exporturilor de energie electrică.

Programul Anual de Investiţii (PAI) al Companiei pe anul 2017, precum şi cheltuielile de investiţii estimate pentru anii 2018 şi 2019, a fost fundamentat ținând cont de următoarele elemente:

obiectivele strategice definite în Planul de Administrare al Companiei;
priorităţile investiţionale stabilite în Planul de Dezvoltare a RET - perioada 2016 – 2025;
graficele de execuție ale proiectelor de investiții în continuare.
propunerile primite din partea directorilor de proiect, sucursalelor și entitățior din cadrul executivului CNTEE Transelectrica SA
principalele riscuri care pot afecta realizarea PAI 2017

Principalele arii investiționale

Retehnologizarea rețelei electrice existente, reprezentată de:
- modernizări ale stațiilor electrice;
- modernizarea sistemelor de comandacontrol-protecții aferente stațiilor;
înlocuirea de autotransformatoare și transformatoare de putere în stații electrice.
Creșterea capacității de interconexiune atât cu țările vecine din cadrul ENTSO-E cât și cu cele din afara UE – Moldova, Serbia și completarea inelului național de 400 kV;
Integrarea producției din centrale noi și eliminarea congestiilor;
Dezvoltarea capabilităților de operator de sistem (dispecerizare);
Modernizarea infrastructurii IT și telecomunicații.

Nr. crt. Categorii de investiţii 2017 2018 2019 Investiții totale (I+II) 349 513 533 I Investiţii proprii Companiei 344 511 533 a Investiţii în continuare 225 188 142 b Investiţii noi 6 63 75 c Investiţii efectuate la imobilizările existente (modernizări) ⁸⁶ ²⁵¹ ³¹² d Dotări şi alte achiziţii de imobilizări 27 9 4 II Investiţii finanţate din tarif de racordare 5 2 0

Tabel 21: Planul de investiţii (mil lei, fără TVA), conform propunere BVC 2017-2019

Detalierea cheltuielilor pentru investiţii în anul 2016 pe principalele capitole din program corelat cu principalele capitole ale Planului de dezvoltare este după cum urmează:

Investiţii proprii Companiei: 163 mii lei

Suma alocată investiţiilor în continuare este de 138 mil lei şi reprezintă 85% din cheltuielile de investiţii proprii Companiei. Investiţiile efectuate la imobilizările existente (modernizările) reprezintă 8% din realizările anului 2016, restul fiind cuprins din investiţii noi, dotări şi alte achiziţii de imobilizări.

8.2.3 Investiţii finanţate din tariful de racordare

Valoarea acestora are un trend puternic descrescător datorită impactului noii legislații privind certificatele verzi, mulți investitori în energii din surse regenerabile renunțând la execuția lucrărilor de racordare la SEN, sau solicitând amânarea acestora chiar și în cazul în care au plătit tariful de racordare. Astfel, dacă în perioada de dezvoltare impetuoasă a parcurilor eoliene din anii 2009-2012, când s-a realizat anual o medie de 100 mil lei pentru acest gen de lucrări, anul 2016 s-a încheiat cu un rezultat de 5 mil lei, valoare estimată şi pentru 2017.

8.3.Calitatea serviciilor furnizate

Conform Standardului de performanță pentru serviciile de transport și de sistem ale energiei electrice – aprobat prin ordinul ANRE 17/ 2007, indicatorii de performanță reprezentativi pentru gestionarea și exploatarea RET precum și pentru continuitatea serviciului de transport sunt:

Disponibilitatea rețelei de transport

energia electrică transportată (GWh) şi coeficientul procentual al pierderilor de energie în reţeaua electrică de transport – valori prezentate în secțiunea corespunzătoare CPT (Date operaționale);

indisponibilitatea medie în timp a instalaţiilor, determinată de evenimentele programate sau neprogramate (accidentale), raportată la km pentru linii (INDLIN), sau MVA pentru transformatoare şi autotransformatoare (INDTRA)

Tabel 22: Indicatori de performanță pentru activitatea de gestionare/ exploatare RET

Indicator	2016	2015	2014
INDLIN (ore/ an)
Totală	186,79	184,30	142,59
 Neprogramată (accidentală)	16,88	36,66	27,97
 Programată	169,91	147,97	114,62
INDTRA (ore/ an)
Totală	204,29	155,01	112,18
 Neprogramată (accidentală)	4,91	8,90	8,53
 Programată	199,39	146,11	103,65

energia nelivrată consumatorilor - ENS (en. "Energy Not Supplied"), din cauza întreruperilor și timpul mediu de întrerupere⁹ – AIT (en. "Average Interruption Time"):

Tabel 23: Indicatori de continuitate a serviciului de transport

Indicator	2016	2015	2014
Energie nelivrată consumatorilor (MWh)	224,69	38,36	82,51
Timpul mediu de întrerupere (min/ an)	1,93	0,36	0,82

⁹ AIT – reprezintă perioada medie echivalentă de timp, exprimată în minute, în care a fost întreruptă alimentarea cu energie electrică

8.4.Mentenanţă

Activitatea de mentenanţă se conformează Programului de Asigurare a Mentenanţei (PAM) elaborat pe baza Regulamentului de conducere şi organizare a activităţii de mentenanţă aprobat prin Ordinul Autorităţii Naţionale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) nr. 35/2002, Regulamentului de mentenanță preventivă la instalațiile și echipamentele din RET - Norma tehnică internă Transelectrica având indicativul NTI-TEL-R001-2007-03 și Programelor anuale de mentenanță (PM).

PAM realizează reglementarea activităţii, introducerea concepţiei moderne de optimizare şi desfăşurare a activităţi și se aplică tuturor componentelor activităţii de mentenanţă (tehnice, economico-financiare, relaţionale, organizatorice) efectuate asupra tuturor activelor din cadrul RET. PAM înglobează şi menţine - asigurând cadrul pentru elaborarea, revizuirea, actualizarea documentelor privitoare la mentenanţă, în funcţie de necesităţi - toată documentaţia referitoare la activitatea de mentenanţă.

NTI-TEL-R-001-2007-03 prevede ca lucrările/ serviciile de mentenanță să se efectueze numai la momentele oportune, în cantitatea și calitatea necesare, în așa fel încât să fie îndeplinite următoarele deziderate importante:

menținerea unui nivel corespunzător al siguranței în funcționare a instalațiilor RET;
menținerea nivelurilor intrinseci de fiabilitate ale ansamblurilor funcționale și echipamentelor componente;
creșterea disponibilității instalațiilor;
optimizarea costurilor totale pe durata de utilizare;

Acesta prevede categorii (preventivă, corectivă) și niveluri (minoră, majoră) de mentenanță, principii de fundamentare și planificare, operații generale orientative, periodicități, etc. și stă la baza elaborării programelor anuale (valorice și fizice) de mentenanță.

PM-programele de mentenanță anuale sunt fundamentate pe baza Regulamentului de mentenanță și concretizează principiile activității de mentenanță în lucrări și servicii de mentenanță asigurând totodată resursele financiare necesare.

Categoriile, nivelurile şi tipurile de mentenanţă practicate în Transelectrica; modul de alegere a tipurilor de mentenanţă

Categorii de mentenanță

În Transelectrica, asupra instalaţiilor electrice se efectuează, după caz, servicii/lucrări de mentenanţă:

preventivă profilactică, pentru prevenirea defectelor, respectiv pentru reducerea probabilităţii de defectare sau de degradare;
corectivă după detectarea defectării, incluzând toate acţiunile destinate repunerii unei instalaţii în starea care-i permite să-şi îndeplinească funcţia specificată,

urmărindu-se optimizarea obiectivelor propuse în cadrul RET:

siguranţă în funcţionare,
disponibilitate,
eficienţă

şi încadrarea în prevederile Standardului de performanţă.

Nivelurile şi tipurile acţiunilor de mentenanţă

Lucrările/serviciile de mentenanţă se încadrează conform "Regulamentului de conducere şi organizare a activităţii de mentenanţă", respectiv PAM, pe 4 niveluri (nivelul 1 - 4) care reprezintă gradul de complexitate al conţinutului serviciilor/lucrărilor, necesarul de scule/utilaje, necesarul de calificare pentru prestatori/executanţi etc.

Nivelurile 1 şi 2 reprezintă servicii/lucrări încadrate în categoria de mentenanţă minoră de regulă supraveghere, control vizual, expertize, inspecţii şi revizii, iar nivelurile 3 şi 4, lucrări de mentenanţă majoră - de regulă reparaţii.

Mentenanţa preventivă

Principiul de bază este acela că orice acţiune de mentenanţă preventivă trebuie să aibă ca efect prevenirea unor indisponibilităţi accidentale.

Tipurile de servicii/lucrări de mentenanţa preventivă (planificată) se încadrează pe niveluri astfel:

nivelul 1 supraveghere, control vizual, expertiză (termoviziune, analize speciale uleiuri etc), măsurători profilactice, inspecţii tehnice – IT;
nivelul 2 lucrări de revizii tehnice RT;
nivelul 3 lucrări de reparaţii curente RC;
nivelul 4 lucrări de reparaţii capitale RK.

Un tip aparte de mentenanţă îl constituie reabilitarea, definită conform Ordin 35/2002 al ANRE, ca ansamblu de lucrări de mentenanţă complexe prin care, fără modificarea tehnologiei iniţiale, se restabileşte starea tehnică şi de eficienţă a instalatiilor la un nivel apropiat de cel avut la începutul duratei de viaţă. În cadrul RET sunt avute în vedere acţiuni de reabilitare a staţiilor electrice cu înlocuiri de echipamente şi la LEA prin înlocuiri de elemente pentru îmbunătăţirea fiabilităţii.

Mentenanţa corectivă

Serviciile/lucrările de mentenanţă corectivă se încadrează pe două niveluri, în cadrul mentenanţei minore (acţiuni de control, inspecţii, verificări, măsurători, revizii în urma constatării unor evenimente accidentale – defecţiuni tehnice şi incidente) şi al mentenanţei majore (reparaţii şi înlocuiri de echipamente ca urmare a unor evenimente accidentale de tip incidente cu deteriorări grave de echipamente).

Acţiunile de mentenanţă corectivă (serviciile/lucrările accidentale) se execută la toate instalaţiile în regim de urgenţă şi în conformitate cu obligaţiile executantului/ prestatorului de lucrări/servicii de mentenanţă asumate prin contract.

Experienţa proprie şi din alte sisteme electroenergetice, indicată şi de documente CIGRE, arată că în situaţia mentenanţei activelor complexe cum este cazul instalaţiilor/echipamentelor din RET este oportun a se utiliza o combinaţie a metodelor de fundamentare a desfăşurării acţiunilor de mentenanţă preventivă, respectiv:

Mentenanţa Bazată pe Timp (MBT) şi Evaluarea Stării Tehnice Bazate pe Timp (ESTBT) – controale vizuale, măsurători profilactice, încercări etc. (se utilizează şi denumirea de "mentenanţă preventivă sistematică");
Mentenanţa Bazată pe Starea Tehnică (MBST); se utilizează şi denumirea de "mentenanţă preventivă condiţională";
Monitorizare şi diagnoză (on-line sau offline);
Mentenanţa Bazată pe Fiabilitate (MBF Reliability Centred Maintenance - RCM);
Mentenanţă Bazată pe Risc MBR (in vederea prioritizării acţiunilor);
Teste şi expertize speciale.

În cadrul RET se va utiliza combinaţia metodelor prezentate, respectiv:

Serviciile/lucrările de nivelul 1 şi 2 constituie acţiuni de mentenanţă preventivă minoră (MPm) şi, în funcţie de categoria, tensiunea şi de caracteristicile tehnice (tehnologia) ale ansamblurilor funcţionale şi componentelor acestora, se planifică pe bază de timp - prin planificare la intervale predeterminate de timp bazate pe experienţa de exploatare, ţinând cont şi de importanţa acestora în cadrul RET, putând fi ajustată (particularizată) în funcţie de stare şi de importanţă;
Lucrările de nivelul 3 şi 4 constituie acţiuni de mentenanţă preventivă majoră (MPM) şi sunt bazate pe stare, în funcţie de condiţia tehnică a instalaţiilor, determinată prin diferite procedee.

Mentenanţa preventivă bazată pe stare include activităţi de determinare / prognozare a stării tehnice realizate pe baza informaţiilor obţinute prin supraveghere, controale vizuale, expertiză, inspecţii şi revizii tehnice, adică a informaţiilor primare obţinute în cadrul mentenanţei minore.

Mentenanţa preventivă majoră (MPM) la instalaţiile tehnologice care realizează transportul energiei electrice (considerate ansambluri funcţionale), este fundamentată, planificată şi programată, în mod diferenţiat pentru fiecare ansamblu funcţional, cu aplicarea principiilor de Mentenanţă Bazată pe Fiabilitate – MBF -metodologie care poate servi şi la orientarea unor propuneri asupra necesarului de noi investiţii.

La realizarea programelor anuale de mentenanţă se acordă prioritate lucrărilor/serviciilor care conduc la mărirea gradului de siguranţă în exploatare a instalaţiilor, finalizării lucrărilor/serviciilor contractate şi a celor care contribuie la buna funcţionare a instalaţiilor. De asemenea trebuie avută în vedere şi perspectiva implementării programului de telecomandă şi supraveghere a instalaţiilor electrice, care necesită reabilitarea echipamentelor electrice, ceea ce va conduce în viitor la reducerea cheltuielilor de personal şi exploatare.

Pentru anul 2016, au fost efectuate cheltuieli cu mentenanţa în valoare de 84 mil lei, care include mentenanţa majoră, mentenanţa minoră precum şi alte cheltuieli de mentenanţă.

Mentenanță	Buget 2016	Realizări 2016
Preventivă minoră	47	40
Corectivă minoră	22	17
Preventivă majoră	57	27
Total	126	84

Tabel 24: Tipuri de mentenanță a RET (mil lei)

Programul de mentenanță preventivă minoră a fost efectuat integral ca lucrări fizice, cu economii de 18% față de buget, în timp ce mentenanța corectivă a fost realizată într-un procent mai redus datorită faptului că instalațiile nu au suferit defecțiuni, pe un fond operațional optim asigurat prin executarea corespunzătoare a mentenanței preventive.

Programul de mentenanţă pentru anul 2016 şi estimarea perioada 2017-2018

Programul de Mentenanţă pentru anul 2016 cuprinde managementul activității de exploatare a instalațiilor electrice și al mentenanței activelor corporale imobilizate de natura instalațiilor electrice și clădirilor tehnologice (cu excepția celor IT și Tc, sistemelor de telecontorizare și ale sistemelor integrate de securitate) care formează rețeaua electrică de transport (RET), în condițiile minimizării costurilor, utilizării optime și creșterii performanțelor acestora, servicii/ lucrări de mentenanţă preventivă, corectivă și bazată pe fiabilitate, servicii/ lucrări în faza de proiectare şi servicii/ lucrări în curs de realizare și a fost structurat pe programe şi proiecte în funcţie de tipul instalaţiilor, astfel:

Servicii/lucrări la staţii electrice şi transformatoare de putere
Servicii/lucrări la Linii Electrice Aeriene, clădiri tehnologice şi alte instalaţii energetice
Servicii/lucrări specifice mentenanței echipamentelor de măsurare a energiei electrice (realizare sau remediere circuite de alimentare, comunicaţii, reparaţii echipamente de măsurare şi monitorizare a calităţii energiei electrice etc).

Principala preocupare în realizarea programelor de mentenanță a fost și este asigurarea siguranței în funcționarea SEN prin:

actualizarea politicii, strategiei și regulamentului de mentenanță al CNTEE Transelectrica SA.
asigurarea mentenanței preventive și corective: (i) mentenanța minoră în baza contractului încheiat cu Filiala SMART; (ii) mentenanța majoră pe proiecte (unitățile de transformare de mare putere, LEA, stații și clădiri tehnologice) în baza contractelor încheiate cu entități specializate;
utilizarea de aplicații informatice / baze de date în activitatea de exploatare și mentenanță.
optimizarea costurilor, reducerea timpilor de remediere și a duratei de indisponibilității a instalațiilor prin încheierea acordului cadru nr. AC nr.14/2016, având ca obiect furnizarea de echipamente primare de medie și înalta tensiune;
analiza și expertizarea unităților de transformare de putere din Companie. Pe baza rezultatelor obținute s-a efectuat prioritizarea înlocuirii acestora în cadrul proiectelor de investiții.
optimizarea costurilor mentenanței LEA prin efectuarea inspecțiilor multispectrale (în spectrele vizibil, infraroșu și ultraviolet), prin scanarea laser și realizarea lucrărilor de înlocuire a componentelor defecte.
introducerea în activitatea de mentenanță a tehnologiilor și metodelor moderne de diagnoză, supraveghere și monitorizare sau prin generalizarea soluțiilor rezultate în urma unor proiecte pilot cum ar fi:
montarea de sisteme de monitorizare online la unitățile de transformare și LEA;
montarea de penduli sau izolatori interfazici care micșorează fenomenul de galopaj pe LEA;
verificarea capabilității structurale a stâlpilor LEA având în vedere schimbările climatice înregistrate în ultima perioadă;

analiza neinvazivă a elementelor de susținere a stâlpilor LEA (ancore, fundații);

Pentru anii 2017 şi 2018, la estimarea valorilor Programelor de mentenanţă s-a ţinut seama în principal de lucrările necesare din punct de vedere tehnic conţinute în Planul de dezvoltare RET perioada 2016 - 2025, de prevederile Planului de Administrare al C.N.T.E.E. "Transelectrica" S.A., ale Regulamentului de mentenanţă preventivă la instalaţiile şi echipamentele din cadrul RET, de solicitările Sucursalelor de Transport precum şi de creşterea numărului evenimentelor accidentale pe LEA.

În perspectivă se are în vedere eficientizarea activității de mentenanță prin:

Organizarea de programe/proiecte a activității de mentenanță prin directori de proiecte de mentenanță stații; mentenanță LEA; mentenanță Trafo; mentenanță clădiri
Continuarea programului de inspecție multispectrală a LEA și scanare LASER
Continuarea implementării de dispozitive și tehnologii noi
Utilizarea metodelor non-invazive pentru constatarea stării tehnice a instalațiilor electrice
Elaborarea metodologiei referitoare la intervențiile în regim de urgență al LEA
Coordonare studiu eficiență energetică și actualizare proceduri operaționale.

9. Activități nereglementate

Implicarea unor companii care funcționează ca OTS asemănătoare cu Transelectrica în activități nereglementate este cunoscută în Europa. Aceste companii desfășoară activități profitabile în regim concurențial. Astfel de dezvoltări au scopul de a creea o sursă suplimentară de venituri și un profit suplimentar pentru acționarii Companiei utilizând resursele umane și materiale interne ale companiilor sau corporațiilor în situația în care Compania mamă are filiale proprii. Activitățile și proiectele concurențiale sunt realizate în nume propriu sau prin cooperare cu marile companii consacrate în domeniul energetic pentru proiecte de anvergură.

De asemenea, prestarea activităților nereglementate permite o dezvoltare a cunoașterii și promovării tehnologiilor și soluțiilor noi din domeniul energetic care au evoluat și progresează semnificativ în ultimii ani, atât în ceea ce privește conceptele și soluțiile, cât și echipamentele.

Companii din UE precum TERNA (Italia), RTE (Franta), Austrian Power Grid au promovat astfel de activități, alături de firme importante ca AREVA, Siemens, etc prin care și-au "folosit" și și-au îmbogățit experiența în realizarea unor proiecte de dezvoltare și modernizare a instalațiilor energetice.

În cadrul Transelectrica și a filialelor sale SMART, Teletrans și OPCOM există foarte multă expertiză în diverse activități de tip consultanță, proiectare, implementare și derulare de proiecte, organizare de licitații pentru achiziția de bunuri servicii și lucrări, pentru necesitățile diverselor activități, execuție, exploatare, mentenanță dobândită și verificată prin realizarea proiectelor de retehnologizare și modernizare la care s-a participat în toate fazele de conceptie, studii de soluție, realizare până la PIF și valorificare ulterioară.

În momentul de față activitățile nereglementate dezvoltate de Companie au în vedere mărirea gradului de eficiență energetică a instalațiilor pe care aceasta le operează. Astfel au fost dezvoltate programe pilot prin care s-a dorit producerea de energie în cadrul stațiilor electrice în vederea obținerii unui grad ridicat de autonomie energetică.

Compania împreună cu filialele sale poate desfășura activități profitabile în regim concurențial cu respectarea prevederilor legale în următoarele domenii:

Prestarea de servicii de consultanță tehnico-economică (ex. consultanță în proiectare linii-stații,etc);
Participarea la licitații privind implementarea de diverse proiecte (SCADA, protecții comanda-control, metering, monitorizarea calității energiei electrice, securitatea sistemelor informatice, etc);
Elaborarea de diverse studii solicitate de alte entități, care dețin, exploatează, și dezvoltă echipamente și instalațiie electrice, de înaltă tensiune;
Elaborarea de studii investiționale, studii de oportunitate, studii de fezabilitate, studii de racordare la instalațiile de transport și distribuție etc.;
Efectuarea de verificări echipamente și instalații specifice domeniului rețelelor electrice, efectuarea de măsurători, elaborarea de analize și bilanțuri energetice, prestarea de servicii de consultanță și asistență tehnică, la construirea, punerea în funcțiune, și exploatarea și întreținerea echipamentelor și instalațiilor electrice;
Efectuarea de măsurători pentru domeniul calității energiei electrice, analiza calității și propunere de măsuri pentru îmbunătățirea, și asigurarea încadrării în limitele normate, pentru parametrii de calitate fizică a energiei electrice;
Elaborarea de documentații pentru domeniul achizițiilor publice;
Managementul unor proiecte similare celor implementate în Transelectrica;
Efectuarea de probe, măsurători și verificări ale instalațiilor de producere din CEE în vederea certificării conformității cu cerințele de ordin tehnic impuse de reglementări pentru racordarea lor la rețelele de transport și distribuție a energiei electrice;
Elaborarea de reglementări, norme tehnice și standarde pentru domeniul instalațiilor electrice de înaltă tensiune;
Contractarea studiilor de soluție pentru racordarea solicitanților la rețelele electrice de interes public, conform Legii 13/2007; Regulamentului de racordare aprobat prin HG 90/2008; Regulamentul privind stabilirea soluțiilor de racordare HG 129/2008;
Consultanța tehnică și management de proiect pentru execuția lucrărilor de racordare a solicitanților la RET și după caz RED;
Consultanță preliminară și contractarea studiilor de coexistență pentru eliberarea amplasamentelor/relocarea LEA pentru relizarea condițiilor de coexistență conform metodologiei pentru emiterea avizelor de amplasament, aprobată prin Ordinul ANRE nr.48/2008;
Preluarea și coordonarea activității de realizare a lucrărilor pe tarif de racordare și pentru eliberarea amplasamentelor/ relocarea LEA, pentru realizarea condițiilor de coexistență conform Metodologiei pentru emiterea avizelor de amplasament, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 48/2008;
Întocmirea temelor de proiectare pentru realizarea lucrărilor pe tarif de racordare;
Expertize tehnice pentru instalațiile electrice;
Întocmirea specificațiilor tehnice pentru echipamente și materiale utilizate în realizarea lucrărilor din instalațiile electrice;
Verificarea documentației, asistență tehnică și participarea la efectuarea

probelor de PIF pentru racordarea CEE dispecerizabile la RET și RED în conformitate cu prevederile Codului Tehnic al RET, Cerințele tehnice pentru racordarea CEE, conform Ordinul ANRE nr. 51/2009 și ATR;

Consultanță și asistență tehnică la stabilirea soluțiilor de integrare a CEE în conturul de metering, conform Codului de măsurare a energiei electrice, aprobat prin Ordinul ANRE nr.17/2004;
Monitorizarea calității energiei electrice în Punctul Comun de Cuplaj, conform reglementărilor tehnice în vigoare;
Consultanță și asistență la stabilirea datelor și condițiilor tehnice pentru a asigura schimbul de date între Transelectrica și utilizatorii RET (și RED dispecerizabili) pentru a permite monitorizarea și conducerea operativă a SEN și integrarea în sistemul SCADA și de telecomunicații al Transelectrica;
Analiza documentației, asistența tehnică și participarea la efectuarea probelor pentru verificarea caracteristicilor tehnice ale grupurilor generatoare la PIF și în exploatare, conform Codului Tehnic al RET
Consultanță și instruire pentru întocmirea documentațiilor necesare obținerii licenței de furnizare a energiei electrice;
Instruirea și școlarizarea personalului pentru exploatarea CEE (exploatare, reglaje protecții, dispecerizare, măsură, etc.);
Pregătirea documentației și Contractarea lucrărilor realizate prin parteneriat public– privat;
Participarea la omologarea echipamentelor și materialelor;
Audit furnizori de echipamente, materiale și servicii.

10. Proiecte europene

10.1. Implementarea pieţei unice europene de energie electrică

Proiectele regionale de cuplare pieţe de energie electrica si alocare implicita a capacitatii de transport transfrontaliere

Provocările cu care se confruntă Europa în domeniul energiei includ aspecte cum ar fi creșterea dependenței de importuri, diversificarea limitată, nivelul ridicat și volatilitatea prețurilor la energie, creșterea cererii de energie la nivel global, riscurile de securitate care afectează țările producătoare și pe cele de tranzit, amenințările din ce în ce mai mari provocate de schimbările climatice, progresul lent în ceea ce privește eficiența energetică, provocările care decurg din ponderea tot mai mare a energiei regenerabile, precum și nevoia de o mai mare transparență, de o mai bună integrare și interconectare pe piețele de energie.

Pentru a face față acestor probleme, Europa are nevoie de o strategie clară în domeniul energiei, strategie care sa aiba în centrul său un ansamblu de măsuri, menite sa asigure implementrea unei piețe energetice integrate și realizarea celor 3 obiective principale:

securitatea aprovizionării
competitivitate
durabilitate

Sunt vizate finalizarea integrării pieţei energetice pan-europene, consolidarea coordonării politicilor naţionale, eliminarea barierelor de piaţă şi a izolării energetice, scăderea preţului la energie pentru consumatori, modernizarea infrastructurii şi atragerea investiţiilor în sectorul energetic cu accent pe tehnologiile inovative şi capacităţile de producţie a energiei verzi.

Realizarea unei piețe pan-europene a energiei pe deplin funcțională este crucială pentru îndeplinirea obiectivelor de menținere a securității aprovizionării cu energie, de creștere a competitivității și de asigurare a faptului că toți consumatorii europeni pot achiziționa energie la prețuri accesibile.

Securitatea aprovizionării cu energie reprezintă un element esențial al siguranței publice și este, prin urmare, indisolubil legată de funcționarea eficientă a pieței interne a energiei electrice și de integrarea piețelor izolate ale energiei electrice din statele membre ale Uniunii Europene.

Modelul ţintă al Pieţei interne pan-europene de energie electrică pentru orizontul ziua următoare prevede cuplarea acestor pieţe prin preţ, pe baza unei soluţii unice europene de cuplare (mecanismul PCR - Price Coupling of Regions), cu alocare implicită a capacităţilor de interconexiune și cu calculul capacităților de interconexiune pe bază de circulații de puteri (metoda Flow-Based - FB).

Pentru realiza o piață a energiei electrice cu adevărat integrată, trebuie continuată armonizarea normelor actuale privind alocarea capacităților, gestionarea congestiilor și comerțul cu energie electrică.

In acest context, a fost eleborat si aprobat Regulamentul 1222/2015 de stabilire a unor linii directoare privind alocarea capacităților și gestionarea congestiilor, document care stabilește norme minime armonizate în vederea cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice,la nivel paneuropean, permițând utilizarea mai eficientă a rețelei și creșterea concurenței, în beneficiul consumatorilor.

In prezent, la nivel european se desfășoară mai multe inițiative care vizează realizarea cuplării piețelor naționale/regionale, pe segmentele de timp zilnic și intra-zilnic, într-o piață unică europeană de energie electrică și implementarea mecanismelor de alocare implicită a capacității de transport transfrontaliere cu aplicarea metodelor de calcul de capacitate pe bază de fluxuri de puteri sau ATC (available transmission capacity).

In data de 15 noiembrie 2016, la nivel guvernamental, a fost semnat Memorandumul privind Participarea României la proiectele de cuplare a pieţelor de energie electrică, pe orizonturile de timp ziua-următoare şi intrazilnic, în curs de dezvoltare la nivel european, în cadrul procesului de implementare a pieţei europene de energie.

În conformitate cu Articolul 2 din Regulamentul 1222/2015 de stabilire a unor linii directoare privind alocarea capacităților și gestionarea congestiilor (Definiții), aceste regiuni sunt definite ca "Regiuni de calcul al capacităților (RCC)", însemnând " zona geografică în care se aplică calculul coordonat al capacităților". Prin urmare, o RCC trebuie să includă un set de granițe ale zonei de ofertare pentru care calculul capacităților va fi coordonat de OTSuri în conformitate cu Regulamentul amintit.

Propunerea privind configurația regiunilor de calcul a capacității de transport transfrontaliere (RCC) pentru toate granițele sistemului european de transport a energiei electrice, reprezintă o abordare pan-europeană dinamică și pragmatică cu perspectivă pe termen scurt și mediu, care susține coordonarea peste granițele zonelor de licitație unde s-a constatat cea mai mare interdependență.

RCC propuse, de catre Operatorii de Transport si de Sistem europeni din cadrul ENTSO-E, și aprobate de către toți reglementatorii din domeniu, la nivelul ACER, servesc la asigurarea unei utilizări optime a infrastructurii de transport europene. În cadrul RCC definite, interdependențele dintre capacitățile transzonale pot fi modelate cu maximă precizie și eficiență iar pe piață poate fi oferit nivelul optim al acestei capacități trans-zonale. RCC servesc obiectivul optimizării calculului și alocării capacității trans-zonale conform art. 3(d) din Regulamentul 1222/2015 de stabilire a unor linii directoare privind alocarea capacităților și gestionarea congestiilor, deoarece RCC instituie coordonarea în interiorul RCC și între RCC-uri.

Figura ce urmează prezintă configurația celor 11 RCC propuse de ENTSO-E:

RAPORTUL DIRECTORATULUI 2016

Figura 26: Configurartia RCC

Conform deciziei ACER din 17 noiembrie 2016, in cadrul procesului de aprobare a RCC, la nivel pan-european, reglementatorii europeni au impus cuplarea regiunilor centralest și central-vest europene intr-o singura regiune de calcul de capacitate – regiunea CORE.

Transelectrica este membră a acestei regiuni (granița RO-HU), iar in cadrul procesului de stabilire a metodologiilor de calcul de capacitate și a dezvoltărilor ulterioare în cadrul proiectului de cuplare piete și alocare implicită de capacitate, este membră în structurile de conducere și de lucru ale proiectelor asociate.

In data de 16 August 2016 Transelectrica impreuna cu cei 15 Operatori ai statelor member a regiunii CORE au semnat un acord de cooperare (CEWE CoA), prin care isi exprima angajamentul de a coopera in vederea dezvoltarii unei metodologii comune de calcul a capacitatii de interconexiune si o viitoare baza a implementarii cerintelor tuturor codurilor de retea in acesta cea mai importanta regiune definita in Europa.

In data de 31 August 2016, Transelectrica a semnat Accession Agreement, prin care Romania devine parte a proiectului de cuplare piete din regiunea central-est europeana NWE-CEE FB MC.

Proiectul RE-SERVE (Renewables in a Stable Electric Grid)

Sistemele electroenergetice europene sunt activ implicate în găsirea de soluții pentru utilizarea resurselor de energie regenerabilă în echilibrarea sistemului, ca surse de servicii de sistem, pentru realizarea obiectivelor de mediu asumate la nivel comunitar.

În cadrul programului de cercetare-inovare al Comisiei Europene, a fost lansată tema RES (Renewable Energy Source) integration in the energy system (programul H2020-LCE-2016- 2017, subiectul LCE-07-2016-2017) cu un buget de 5 milioane Euro. În cadru acestui program, se înscrie și proiectul RE-SERVE, proiect care își propune investigarea de noi concepte privind serviciile tehnologice de sistem în condițiile integrării pe scară largă a surselor de energie regenerabilă in sistemele electroenergetice și a posibilităților de folosire a acesor surse in echilibrarea sistemelor.

Proiectul RE-SERVE a atras atenţia evaluatorilor din cadrul Comisiei Europene, prin subiectul de actualitate abordat, subiect la care contribuţia CNTEE Transelectrica SA este considerată foarte importantă. Ca urmare, compania a fost invitată să facă parte din consorțiul proiectului. Proiectul a fost evaluat cu 14 puncte din maxim 15, obținând astfel finanțare integrală din fonduri europene.

Proiectul este coordonat de Ericsson GmbH (DE), iar membrii consorţiului sunt: TRANSELECTRICA (RO), Centrul Român al Energiei (RO), ESB Networks (IE), Flexible Elektrische Netze FEN GmbH (DE), Gridhound UG (DE), Rheinisch-Westfaelische Technische Hochschschule Aachen (DE), Universitatea Politehnica din Bucuresti (RO), University College Dublin (IE), Waterford Institute of Technology (IE) şi are o durată de desfășurare de trei ani.

CNTEE Transelectrica SA va contribui la WP1, WP2 și WP5 (Work Package) prin:

identificarea a două aplicaţii pentru tranziția la scenariul în care s-ar utiliza până la 100% surse regenerabile pentru producerea energiei, cu studiul implicaţiilor scenariilor în arhitectura sistemului şi a funcționalității acestuia, ținand seamă de politicile energetice ale UE şi de schimbările climatice (de exemplu în SET-Plan);
contribuții la proiectarea şi realizarea de aplicaţii în două țări europene (IE, RO).

Studiul Comisiei Europene privind schemele optime de finanţare a Proiectelor de interes comun – PCI

La nivelul Uniunii Europene, în codițiile implementării pieței unice europene de energie electrică, s-a constatat necesitatea unei modernizări substanțiale a sistemului de transport, pentru următorii 10 ani, pentru garantarea securității in alimentarea cu energie electrică a consumatorilor comunitari.

În acest context, proiectele de interes comun (PCI – Project of Common Interest) joacă un rol cheie pentru realizarea unei infrastructuri energetice moderne. Pentru realizarea acestui obiectiv s-a estimat, ca necesar, un volum de investiții de 200 miliarde de Euro.

În vederea facilitării realizării acestor proiecte, Comisia Europeană a decis să acorde suport Operatorilor de Transport și de Sistem și în acest sens a lansat un studiu pentru găsirea unor scheme optime de finanțare (au fost analizate instrumente financiare de pe piata de capital si cea monetara) adaptate la specificul sectorului.

Studiul a fost realizat de către firma de consultanță Roland Berger, care a stabilit o serie de criterii pentru selecționarea participanților la proiect, respectiv: volumul de invesiții estimat pentru următorii 10 ani, experiența privind utilizarea instrumentelor financiare, implicarea în problematica PCIurilor. Pe baza acestor criterii, Transelectrica a fost selecționată ca participant la studiu, alături de alți 3 Operatori de Transport și de Sistem europeni.

FutureFlow Designing eTrading Solutions for Electricity Balancing and Redispatching in Europe

În relatţa cu anumiţi Operatori de Transport si Sistem, s-a inceput participarea la proiectul cu fonduri europene FutureFlow Designing

eTrading Solutions for Electricity Balancing and Redispatching in Europe, sectiunea Transmission grid and wholesale market (proiect aflat in desfasurare), care are scopul de a trata o serie de aspecte ale implementarii Codului de Retea privind echilibrarea sistemelor electroenergetice, precum şi creării

unor piete regionale de servicii de sistem, cu accent pe implicarea consumatorilor in procesul de echilibrare și de asigurare a unui management optim privind functionarea coordonata a sistemului interconectat sincron european, in condițiile cresterii cotei de energie regenerabilă integrată în sistem.

Raport Financiar

11. Rezultate financiare separate 2016

În anul 2016, Transelectrica a înregistrat o diminuare din punctul de vedere al profitabilității financiare, comparativ cu anul 2015, aceasta evoluţie fiind cauzată in principal de diminuarea tarifelor medii aprobate de ANRE pentru serviciul de transport.

Factorii care au determinat această evoluție au fost:

Scăderea veniturilor din transport cu 10,4% în special în semestrul II al anului 2016, cauzată de corecția negativă aplicată de către ANRE Companiei începând cu 1 iulie 2016 (în principal pentru compensarea excesului de volum tarifat în anul precedent).
Scaderea veniturilor din alocarea capacității de interconexiune cu 19,5%.

In anul 2016, în cadrul sesiunilor de licitații, prețurile pe granițele cu Serbia, Ungaria și Bulgaria au fost mai mici comparativ cu anul 2015, ceea ce a determinat diminuarea veniturilor din alocarea capacităţii de interconexiune.

Creșterea costurilor operaționale din activitățile cu profit permis (+2,3% excluzând amortizarea). Cele mai importante creșteri au fost înregistrate la cheltuieli cu personalul: majorarea cheltuielilor sociale în limita deductibilă de 4,9% aplicată asupra valorii cheltuielilor cu salariile personalului (cf. Legii nr. 227/2015); creșterea cheltuielilor cu tichetele de vacanță acordate salariaților (distribuite pentru întregul an începând cu luna august 2016); creșterea cheltuielilor aferente contractelor de mandat; înregistrarea cheltuielilor privind contribuția unității la schemele de pensii facultative (pilonul III) pentru salariații Companiei care au aderat individual la un fond de pensii facultative (în anul 2015, cheltuielile privind contribuția unității la schemele de pensii facultative s-au efectuat începand cu luna decembrie) si alte costuri care includ ajustări pentru deprecierea activelor circulante, provizioane etc.

Creșterea volumului de energie electrică vehiculată în rețelele electrice din Rețeaua Electrică de Transport, cantitatea de energie tarifată de către Companie fiind cu 2,0% mai mare decât în anul precedent pe fondul creșterii consumului intern.

Astfel, EBITDA din activități cu profit permis a scăzut cu ▼21,0%, la 587 mil. lei de la 743 mil. lei. Concomitent, activitățile zero-profit (servicii de sistem tehnologice) au înregistrat un profit de 88 mil lei la 31.12.2016 comparativ cu un profit de 24 mil lei înregistrat la 31.12.2015.

Prin Ordinul ANRE nr. 27/2016, la data de 1 iulie 2016 au fost modificate tarifele pentru serviciul de transport şi serviciul de sistem, şi tarifele zonale aferente serviciului de transport.

Scăderea tarifului mediu de transport începând cu 1 iulie 2016 a fost determinată de aplicarea corecțiilor anuale ex-post, respectiv corecția preliminară pentru al doilea an tarifar (iulie 2015-iunie 2016) și corecția definitivă pentru primul semestru al anului 2015 (ianuarie 2015 iunie 2015), precum și de ajustarea anumitor parametri pentru a treia perioadă de reglementare, stabiliți inițial la 1 iulie 2014.

De asemenea, anumite coordonate multianuale pentru cei 5 ani au facut obiectul unei revizuiri interimare (plan investiții, BAR sold de deschidere, OPEX controlabil, OPEX necontrolabil, factor eficiență, cantitate tarifabilă de energie electrică). La baza acțiunii reglementatorului de revizuire a parametrilor stabiliți inițial la începutul perioadei de reglementare a fost realinierea acelor ipoteze utilizate în calculul tarifului la valorile reale înregistrate de către Companie și creșterea predictibilității.

Factorii principali care au determinat diminuarea pierderii nete financiare comparativ cu anul 2016 au fost:

Veniturile financiare au înregistrat o diminuare în anul 2016 cu suma de 18,13 mil lei față de anul 2015, determinată, în principal, de scăderea veniturilor din dobânzi încasate pentru disponibilitățile bănești aflate în conturile/depozitele bancare (reducerea de către BNR a dobânzii de politica monetară) și de diminuarea dividendelor încasate de la filialele Companiei.
Cheltuielile financiare au înregistrat o diminuare în anul 2016 cu suma de 19,94 mil lei față de anul 2015 determinată, în principal, de evoluția cursului monedei naționale față de monedele în care sunt contractate împrumuturile pentru investiții.

Figura 27: Rezultatul net (mil. lei)

11.1. Contul separat de profit și pierdere

Tabel 25: Contul separat de profit și pierdere

Mil. lei	2016	2015	2014	16/15
Volum tarifat de energie (TWh)	53,52	52,47	51,34	▲ 2%
ACTIVITĂȚI CU PROFIT PERMIS
Venituri operaționale	1.260	1.400	1.447	▼10%
Transport, inclusiv veniturile din alocarea capacităţii de interconexiune	1.146	1.285	1.309
Servicii de sistem funcționale şi schimburi neplanificate	68	69	84
Alte venituri	46	46	54
Costuri operaționale	-672	-657	-687	▲ 2%
Costuri de operare a sistemului	-231	-232	-238
Mentenanță (inclusiv IT&TC) și reparații	-88	-89	-94
Personal	-212	-186	-188
Alte costuri	-141	-150	-166
EBITDA	587	743	760	▼21%
Amortizare	-323	-318	-334
EBIT	264	424	426	▼38%
ACTIVITĂȚI ZERO PROFIT
Venituri operationale	1.463	1.585	1.371	▼8%
Servicii de sistem tehnologice	649	662	667
Piața de echilibrare	814	923	703

Mil. lei	2016	2015	2014	16/15
Costuri operaționale	-1.375	-1.561	-1.357	▼12%
Servicii de sistem tehnologice	-561	-638	-653
Piața de echilibrare	-814	-923	-703
EBIT	88	24	14	▲260%
TOATE ACTIVITĂȚILE (CU PROFIT PERMIS și ZERO-PROFIT)
Venituri operaționale	2.723	2.985	2.817	▼ 9%
Costuri operaționale	-2.048	-2.217	-2.043	▼ 8%
EBITDA	675	767	774	▼10%
Amortizare	-323	-318	-334
EBIT	352	449	440	▼19%
Rezultat financiar	-17	-19	-8
EBT	335	430	432	▼19%
Impozit pe profit	-62	-70	-74
Profit net	273	360	358	▼21%
Profit net pe acțiune	3,72	4,91	4,88

11.1.1 Activități cu profit permis

Veniturile din activitățile cu profit permis sunt reprezentate în principal de transportul energiei electrice și serviciile de sistem funcționale. Cadrul de reglementare aplicabil celor două activități creează premisele obținerii unei rentabilități financiare a capitalului investit în activele celor două activități, prin includerea în tarife a unor componente destinate remunerării finanțatorilor calculate prin aplicarea unei rate reglementate de rentabilitate la baza activelor reglementate.

Tabel 26: Venituri din activitățile cu profit permis

Mil. lei	2016	2015	2014	16/15
Venituri operaționale	1.260	1.400	1.447	▼10%
Transport	1.146	1.285	1.309	▼11%
Venituri din tariful de transport	1.057	1.174	1.224	▼10%
Venituri din alocarea capacității de interconexiune	82	102	78	▼20%
Venituri din energia reactivă	8	8	7	▼11%
Venituri din Inter TSO Compensation (ITC)	0	0	0
Servicii de sistem funcționale	67	69	84	▼ 2%
Venituri din tariful de servicii de sistem funcționale	69	68	81	▼ 3%
Venituri cu schimburi neplanificate pe PZU	1	1	3	▲ 13%
Alte venituri	46	46	54	▲ 2%

În condițiile creșterii cantității de energie electrică livrată consumatorilor, în anul 2016 comparativ cu anul 2015, cu 2,0%, veniturile din serviciul de transport și servicii de sistem funcționale au înregistrat o scădere cu 9,63% respectiv de 120 mil. lei, determinată în principal de ajustarea negativă a tarifelor începând cu 1 iulie 2016.

Astfel, veniturile din activitatea de transport au înregistrat o scădere de aproximativ 10,04% în anul 2016, de la 1.174 mil. lei în anul 2015 la

1.057 mil. lei, pe fondul ajustării negative a tarifului mediu pentru serviciul de transport începând cu 1 iulie 2016 cu 10,82% (18,70 lei/MWh).

Veniturile din alocarea capacității de interconexiune au înregistrat o scădere semnificativă de -19,51%, urmare a diminuării nivelului exportului de energie electrică pe piețele vecine SEN.

Inființarea, începand 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 Romănia și Ungaria, singura țară din cele 3 cu care Romania are frontieră, se face de transportatori: Transelectrica si MAVIR, prin mecanism comun, în baza unui acord bilateral.

Incepand cu anul 2016, s-a implementat principiul UIOSI ("Use It Or Sell It"), conform căruia pentru traderii care notifică o capacitate mai mică decât capacitatea câștigată în cadrul licitațiilor anuale și/sau lunare organizate de către Transelectrica, diferența de capacitate care nu a fost notificată se va vinde în cadrul licitațiilor zilnice. Transelectrica va remunera traderul pentru capacitatea neutilizată, calculată ca produs între (i) diferența între capacitatea câstigată pe termen lung și cea notificată și (ii) prețul obținut de la licitațiile zilnice. Pe granița cu Ungaria sensul este invers, în sensul ca MAVIR remunerează participanții pentru capacitățile neutilizate.

Compania dispune de veniturile realizate din alocarea capacității de transport pe liniile de interconexiune în conformitate cu prevederile art. 22, alin. (4) din Ordinul ANRE nr 53/ 19.07.2013, pentru aprobarea Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice și prevederile art. 16, alin. (6) al Regulamentului CE nr 714/ 2009. Veniturile care au fost obținute din alocarea interconexiune se vor utiliza pentru menținerea și/sau creșterea capacităților de interconexiune prin investiții în rețea, în special investiții în noi interconexiuni transfrontaliere.

Veniturile din servicii de sistem funcționale au înregistrat de asemenea o scădere de 2,68% în cursul anului 2016, de la 68 mil. lei în anul 2015 la 66 mil. lei, pe fondul scăderii tarifului mediu aplicat în perioada 01 iulie 2015 – 30 iunie 2016, de la 1,42 lei/MWh la 1,17 lei/MWh (-17,6%).

Alte venituri conexe serviciului de transport (energie reactivă, tranzit internațional) s-au menținut la niveluri apropiate cu cele înregistrate în anul precedent.

Figura 28: Venituri din activități cu profit permis (mil. lei)

Tabel 27: Costuri din activitățile cu profit permis

Mil lei	2016	2015	2014	16/15
Costuri operaționale	672	657	687	▼ 2%
Costuri de operare a sistemului	231	232	238	▼ 0%
Cheltuieli privind consumul propriu tehnologic	183	187	190	▼ 2%
Cheltuielile cu congestiile	3	1	0	▲ 200%
Cheltuilei privind consumul de energie electrică în stațiile RET	15	14	16	▲ 7%
Cheltuieli privind serviciile de sistem funcționale	13	12	11	▲ 8%
Cheltuieli cu ITC (Inter TSO Compesation)	17	18	21	▼ 6%
Cheltuieli de administrare OPCOM	0	0	0
Mentenanță și reparații	88	89	94	▼ 1%
Personal	212	186	188	▲ 14%
Alte costuri	141	150	166	▼ 6%
Amortizare	323	318	334	▲ 2%
Costuri operaționale inclusiv amortizare	995	975	1.020	▲ 2%

Cheltuielile totale operaţionale (inclusiv amortizarea) realizate în anul 2016 au crescut cu 2% comparativ cu perioada similară a anului anterior (995 mil lei de la 975 mil lei).

Costuri de operare a sistemului

Costurile cu operarea sistemului au înregistrat o scădere de 0,4% în anul 2016 comparativ cu anul 2015, de la 232 mil. lei la 231 mil. lei datorate în principal scăderii cheltuielilor cu CPT.

Costul total cu procurarea energiei electrice necesare acoperirii consumului propriu tehnologic a scăzut cu 2,15% în 2016 față de 2015. Determinantul reducerii costului total în 2016 a fost atat scăderea costului unitar mediu al tranzacțiilor de achiziționare a energiei pe piețe de la 181,37 lei/MWh în 2015 la 180,65 lei/MWh cât și scăderea cantității aferentă pierderilor tehnologice de la 1.030 GWh la 1.010 GWh în mărime absolută.

Costurile medii la care Transelectrica a achiziționat energie pentru consumul propriu tehnologic au înregistrat scăderi în 2016 față de 2015 pentru achizițiile efectuate pe Piața Centralizata a Contractelor Bilaterale ("PCCB") 1,14%, în timp ce pe piața spot PZU 2,16% in timp ce pe piața de echilibrare ("PE") o creștere marginală de 0,42%.

Figura 29: Mixul de procurare în funcție de cantitățile cumpărate de pe piețe (MWh)

Figura 30: Pierderi fizice (GWh)

Figura 31: Cost mediu unitar energia procurată pentru CPT (lei)

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.

Gestionarea situațiilor de congestie se realizează prin modificarea topologiei rețelei și în ultima instanță prin redispecerizarea producției de energie electrică. Redispecerizarea producției are ca efect ieșirea din ordinea de merit rezultată în Piața de Echilibrare, costurile suplimentare fiind suportate de către Transelectrica. Aceasta reprezintă o măsură utilizată de Transelectrica doar în situații cerute de menținerea siguranței în funcționare a sistemului de transport.

În anul 2016 valoarea congestiilor a crescut cu 2 mil lei peste valoarea înregistrată în 2015 (1 mil lei), urmare a condiţiilor meteo extreme din luna ianuarie 2016 din Dobrogea.

Cheltuieli privind serviciile de sistem funcționale

Cheltuielile	privind	serviciile	de	sistem
funcționale		reprezintă		schimburile

Figura 32: Cheltuieli din activități cu profit permis (mil. lei)

internaționale necontractate de energie electrică cu țările vecine și cheltuielile cu schimburile neplanificate pe piața zilei următoare (PZU).

Creșterea cheltuielilor privind serviciile de sistem funcționale cu aproximativ 4%, a fost determinată de valorile mai mari ale fluxurilor de energie electrică determinate de schimburile neplanificate cu țările vecine (exporturi/importuri neplanificate).

Mentenanță și reparații

Cheltuielile cu lucrările de mentenanță s-au redus cu 1,12% în anul 2016 (de la 89 mil. lei în 2015 la 88 mil. lei) fără a afecta funcționarea în condiții de siguranța a SEN.

La realizarea programului anual de mentenanţă aferent anului 2016 a fost acordată prioritate lucrărilor/serviciilor care conduc la mărirea gradului de siguranţă în exploatare a instalaţiilor, finalizării lucrărilor/serviciilor contractate şi a celor care contribuie la buna funcţionare a instalaţiilor. De asemenea trebuie avută în vedere şi perspectiva implementării programului de telecomanda şi supraveghere a instalaţiilor electrice, care necesită reabilitarea echipamentelor electrice, ceea ce va conduce în viitor la reducerea cheltuielilor de personal şi exploatare.

ponderii acestora în total putere instalată, cu efecte asupra creșterii dezechilibrelor pe piața de echilibrare, urmare a

nerealizării contractelor asumate;

tipului de producție;

de echilibrare.

notificarea în dezechilibru a producătorilor de energie verde cauzată de specificul

comportamentul participanților pe această piață prin notificare în dezechilibru cu implicații asupra creșterii dimensiunii pieței

11.1.2 Activități zero-profit

Tabel 28: Sinteza veniturilor din activități zero-profit

Mil. lei	2016	2015	2014	16/15
Venituri operaționale	1.463	1.585	1.371	▼ 8%
Servicii de sistem tehnologice	649	662	667	▼ 2%
Piața de echilibrare	814	923	703	▼ 12%

În anul 2016 veniturile din serviciile de sistem tehnologice au înregistrat o diminuare față de anul 2015 cu suma de 13 mil. lei determinată de diminuarea tarifelor aplicabile acestor servicii începând cu 01 iulie 2015 dar și datorită unei administrări corespunzătoare a serviciilor de sistem în condiții de funcționare în siguranță a SEN.

Veniturile din piața de echilibrare au înregistrat în anul 2016 o scădere de 109 mil. lei față de anul 2015, determinată de:

creșterea numărului de unități de producție din resurse regenerabile și implicit a

Tabel 29: Sinteza cheltuielilor din activități zero-profit

Mil. lei	2016	2015	2014	16/15
Costuri operaționale	1.375	1.561	1.357	▼12%
Servicii de sistem tehnologice	561	638	653	▼12%
Piața de echilibrare	814	923	703	▼22%

Cheltuielile cu serviciile de sistem tehnologice realizate au înregistrat în anul 2016 o diminuare față de anul 2015 cu suma de 77 mil. lei.

Serviciile de sistem tehnologice sunt achiziționate de Companie de la producători în scopul asigurării menținerii nivelului de siguranță în funcționare 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 ANRE;
prin mecanisme concurențiale.
În conformitate cu prevederile HG nr. 138/08.04.2013 privind adoptarea unor măsuri pentru siguranța alimentării cu energie electrică, Compania a achiziționat servicii de sistem tehnologice în condițiile reglementărilor emise de Autoritatea

Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), astfel:

de la SC Complexul Energetic Hunedoara SA, la o valoare a puterii electrice de cel puțin 400 MW în perioada 15 aprilie 2013 - 1 iulie 2015. Potrivit HG nr. 941/29.10.2014 termenul stabilit pentru aplicarea HG nr. 138/2013 se prorogă până la 31 decembrie 2017;
de la SC Complexul Energetic Oltenia SA, la o valoare a puterii de cel puțin 600 MW în perioada 15 aprilie 2013 - 1 iulie 2015.
in perioada 1 ianuarie 31 martie 2016 sau achizitionat servicii de sistem tehnologice (rezerva tertiara lenta) in regim reglementat, conform prevederilor HG nr. 1019/30.12.2015 prin care s-a aprobat "Programul de iarna in domeniul energetic pentru asigurarea functionarii in conditii de siguranta si stabilitate a SEN".

Transelectrica refacturează valoarea serviciilor de sistem tehnologice achiziționate de la producători către furnizorii de energie electrică licențiați de ANRE, care includ mai departe acest cost în factura la consumatorul final, acesta beneficiind în final de aceste servicii.

Cheltuielile din piața de echilibrare rezultă în urma tranzacțiilor desfășurate pe această piață, fiind acoperite integral de veniturile din piața de echilibrare.

11.2. Rezultatul financiar

Cresterea rezultatului net privind diferentele de curs valutar in anul 2016 comparativ cu anul 2015 cu suma de 6.914.874, a fost influentata de evolutia cursului de schimb valutar al monedei nationale in raport cu monedele straine in care Compania are contractate imprumuturi bancare pentru finantarea programelor de investitii (euro, dolar, yeni japonezi).

Rezultatul financiar net (pierdere) inregistrat de Companie data de 31 decembrie 2016, a fost Tabel 30: Evoluția cursului de schimb valutar

mai mare cu suma de 1.804.055 fata de anul 2015, fiind influentat de scaderea cheltuielilor financiare, pe fondul scaderii veniturilor financiare urmare a diminuarii dividendelor primite de la filialele OPCOM si TELETRANS.

Astfel rezultatul financiar net (pierdere) înregistrat de Companie la data de 31 decembrie 2016, a fost mai mic cu suma de 1,8 mil. lei față de cel din anul 2015.

Lei	31-Dec-16	31-Dec-15	31-Dec-14	16/15
1 EUR	4,5411	4,5245	4,4821	▲ 0,4%
1 USD	4,3033	4,1477	3,6868	▲3,8%
100 JPY	3,6834	3,4453	3,0866	▲7,0%

Figura 34: Rezultate financiare (mil.lei)

11.3. Bilanț – poziția financiară

Mil. lei	2016	2015	2014	16/15
Active imobilizate			retratat
Imobilizări corporale	3.190	3.341	3.388	▼ 5%
Imobilizări necorporale	14	35	40	▼ 60%
Imobilizări financiare	78	56	57	▲ 39%
Creanțe pe termen lung	10	0	0
Total	3.292	3.432	3.484	▼ 4%
Active circulante
Stocuri	30	34	36	▼ 12%
Clienți și conturi asimilate	852	723	1.056	▲ 18%
Alte active financiare	135	70	149	▲ 93%
Numerar și echivalente de numerar	934	974	716	▼ 4%
Total	1.951	1.802	1.957	▲ 8%
ACTIVE TOTALE	5.243	5.234	5.441	▲ 0%
Capitaluri proprii
Capital social	733	733	733	▼ 0%
Rezultat reportat	1.602	1.488	1.313	▲ 8%
Rezerve	773	809	767	▼ 4%
Total	3.108	3.029	2.813	▲ 3%
Datorii pe termen lung
Împrumuturi	502	635	792	▼ 21%
Alte datorii	503	532	610	▼ 5%
Total	1.005	1.167	1.402	▼ 14%
Datorii pe termen scurt
Împrumuturi	138	167	201	▼ 17%
Datorii comerciale	874	776	946	▲ 13%
Alte datorii	118	95	80	▲ 24%
Total	1.130	1.038	1.226	▲ 9%
Datorii totale	2.135	2.205	2.628	▼ 3%
CAPITALURI PROPRII și DATORII	5.243	5.234	5.441	▲ 0%

Active

Activele imobilizate au înregistrat o scădere de apox. 4,1% la finele anului 2016, în principal în urma înregistrării amortizării imobilizărilor corporale și necorporale. In iulie 2016 s-a inregistrat aportul in natură al CNTEE Transelectrica SA la capitalul social al Filialei SC OPCOM SA pentru "Bursa comerciala de energie electrica OPCOM" si "Bursa regionala de energie electrica OPCOM" finantate din fonduri ale BIRD, conform Hotararii nr. 6 a AGEA/15.06.2016 a SC OPCOM SA si Certificat de inregistrare mentiuni din 11.07.2016, pentru suma de 22,6 mil lei.

Activele circulante Activele circulante au înregistrat o creștere de 8,3% în anul 2016 (1.951 mil lei) comparativ cu valoarea înregistrată la 31 decembrie 2016 (1.802 mil lei), determinată de creșterea creanțelor cu 17,8%, în timp ce numerarul a scăzut cu 4,1%, pe fondul înregistrării unor depozite la bănci comerciale pe perioadă mai mare de 90 zile.

Clienții din schema de sprijin tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență înregistrează la data de 31 decembrie 2016 creștere de 6,3% în anul 2016 determinată, în principal, de neachitarea la scadenţă a contribuţiei pentru cogenerare de înaltă eficienţă datorată de furnizorii de energie electrică.

În perioada 01 ianuarie – 31 decembrie 2016, Compania a încasat suma de 11,8 mil lei reprezentând supracompensare pentru anul 2014, din care încasări prin tranzacții bancare în sumă de 5,0 mil lei și încasări pe baza de compensări efectuate prin Institutul de Management și Informatică (conform HG nr. 685/1999) în sumă de 6,8 mil lei de la Electrocentrale Oradea și SC Termo Calor SA.

De asemenea, în perioada 01 ianuarie – 31 decembrie 2016, Transelectrica a încasat suma de 99,3 mil lei reprezentând bonus necuvenit și supracompensare pentru anul 2015, din care încasări prin tranzacții bancare în suma de 12,7 mil lei și încasări pe baza de compensări efectuate prin Institutul de Management și Informatică (conform HG nr.685/1999) în sumă de 86,6 mil lei, în principal de la SC Electrocentrale București SA, Complex Energetic Oltenia, Enet, CET Griviţa, Veolia Prahova, Veolia Iaṣi Electrocentrale Oradea, CET Arad și SC Termo Calor SA.

La data de 31 decembrie 2016, Compania înregistrează creanțe de încasat reprezentate de facturile emise aferente schemei de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență, astfel:

supracompensare pentru perioada 2011- 2013 în sumă de 76,7 mil lei, respectiv de la RAAN – 63,5 mil lei și CET Govora SA – 13,2 mil lei;
supracompensare și bonus necuvenit pentru 2014 în sumă de 5,3 mil lei, respectiv de la Electrocentrale Oradea - 1,4 mil lei, RAAN – 2 mil lei si CET Govora – 1,9 mil lei;
supracompensare pentru anul 2015 în sumă de 13,2 mil lei de la Electrocentrale Oradea;
bonus necuvenit pentru 2015 în sumă de 0,6 mil lei in principal de la CET Govora;
contribuție neîncasată de la furnizorii consumatorilor de energie electrică, restantă la 31 decembrie 2015, în sumă de 27,8 mil lei, repectiv de la Transenergo Com – 4,7 mil lei, Enel Energie – 4,7 mil lei, Enel Energie Muntenia – 4,6 mii lei, PetProd – 4,4 mil lei, Romenergy Industry – 2,7 mil lei, RAAN- 2,4 mil lei, UGM Energy – 1,8 mil lei si altii.

Pentru stingerea creanțelor generate de supracompensarea pentru perioada 2011- 2013, Compania a solicitat producătorilor efectuarea de compensări reciproce. RAAN nu a fost de acord cu această modalitate de stingere a creanțelor și datoriilor reciproce, motiv pentru care Compania a aplicat și aplică în continuare prevederile art. 17 alin. 5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea modului de colectare a contribuției pentru cogenerarea de înaltă eficiență și de plata a bonusului pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență: "în cazul în care producatorul nu a achitat integral către administratorul schemei de sprijin obligațiile de plată rezultate în conformitate cu prevederile prezentului regulament, administratorul schemei de sprijin plătește producatorului diferența dintre valoarea facturilor emise de producător și obligațiile de plată ale producătorului referitoare la schema de sprijin, cu menționarea explicită, pe documentul de plată, a sumelor respective" și a reținut de la plată sumele aferente schemei de sprijin cuvenite.

CNTEE Transelectrica SA a încheiat cu CET Govora SA o convenție de compensare și eșalonare la plată a sumelor reprezentând creanțe din contravaloarea supracompensării pentru perioada 2011-2013 și a bonusului necuvenit pentru anul 2014 (Convenția nr. C 135/30.06.2015 și Actul adițional nr. 1/04.08.2015). Durata Convenției a fost de 1 an (perioada iulie 2015-august 2016) și a prevăzut dreptul Companiei de a calcula și încasa penalități pe perioada eșalonării la plată.

În urma suspendării în instanță, prin Sentința civilă nr. 3185/27.11.2015 a Deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014 prin care a fost stabilită valoarea supracompensării pentru perioada 2011 - 2013, CET Govora SA nu a mai respectat obligațiile asumate prin Convenție.

Începând cu data de 9 mai 2016, pentru CET Govora s-a deschis procedura generală de insolvență. În vederea recuperării creanțelor izvorâte înaintea deschiderii procedurii de insolvență, Compania a urmat procedurile specifice prevăzute de Legea nr. 85/2014 - Legea insolvenței și a solicitat instanței admiterea creanțelor, potrivit legii.

Având în vedere cele prezentate, începând cu data de 9 mai 2016, Compania a sistat aplicarea prevederilor art. 17.5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea modului de colectare a contribuției pentru cogenerarea de înaltă eficiență și de plată a bonusului pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență și achită lunar către CET Govora bonusul de cogenerare.

Prin Decizia civilă nr. 2430/05.10.2016, Înalta Curte de Casaţie şi Justiţie a admis recursul declarat de ANRE împotriva Sentinţei civile nr. 3185/27.11.2015, a casat în parte sentinţa atacată şi a respins cererea de suspendare formulată de CET Govora, hotărârea fiind definitivă. Astfel, începând cu data de 05.10.2016, efectele Deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014 nu mai suspendate, producând efecte pe deplin.

În aceste condiţii, Compania aplică dispoziţiile art. 17 alin 5 din Ordinul ANRE nr. 116/ 2013 pentru datoriile si creanţele reciproce născute ulterior procedurii insolvenţei, în sensul reţinerii bonusului datorat CET Govora SA până la concurenţa sumelor aferente schemei de sprijin neachitate Companiei.

În luna septembrie 2016, CNTEE Transelectrica SA a încheiat cu SC Termoficare Oradea un contract de preluare a datoriei SC Electrocentrale Oradea reprezentând supracompensarea pentru anul 2014 şi 2015. Datoria preluată, în sumă de 29.259.377, a fost eşalonată in 24 rate lunare (31.10.2016-30.09.2018), iar suma de 9,8 mil lei a fost reclasificată la creanţe pe termen lung, având scadenţa mai mare de 1 an.

La data de 31 decembrie 2016, Compania înregistrează creanțe de încasat din schema de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiența în proporție de aproximativ 21% din total creanțe comerciale (în anul 2015 - 25%).

În anul 2016, evoluția cumulată a tuturor disponibilităților bănești ale Companiei este una de creștere cu 25 mil lei (+2,4%), de la 1.044 mil lei în 2015 la 1.069 mil lei.

Capitaluri proprii și datorii

Datoriile pe termen lung au înregistrat o scădere de 13,9% în anul 2016, în urma rambursărilor făcute conform scadențelor și contractelor (de la 635 mil lei la data de 31 decembrie 2015 la 502 mil lei la 31 decembrie 2016) ale împrumuturilor contractate.

În același timp datoriile pe termen scurt au înregistrat o creștere de aproximativ 8,9% la 31 decembrie 2016. Creșterea este determinată în principal de:

creșterea datoriilor catre furnizorii pe piaţa de echilibrare determinată de creșterea volumului tranzacţiilor pe piaţa de echilibrare în luna decembrie 2016 față de luna decembrie 2015, determinând creșterea datoriilor către furnizorii pe această piaţă, aflate în sold la data de 31 decembrie 2016 față de 31 decembrie 2015;
creșterea datoriilor aferente schemei de sprijin către furnizori (producători) a fost determinată de reţinerea de la plată a bonusului de cogenerare si a antesupracompensării cuvenite producătorilor, în contul creanţelor neîncasate de Companie de la aceiaṣi producători pe schema de sprijin, reprezentate de supracompensarea perioadei 2011-2013, prin aplicarea de către Companie a prevederilor art. 17 alin. 5 din Ordinul preṣedintelui ANRE nr. 116/2013.
scăderea datoriilor către furnizorii din activitatea operatională - energie a fost determinată de:
o diminuarea preţului de achiziţie al energiei electrice necesară acoperirii consumului propriu tehnologic (CPT);
o achitarea obligaţiilor de plată aflate în sold pe piaţa de energie electrică la 31 decembrie 2015.

Capitaluri proprii

Capitalurile proprii au înregistrat o creștere cu 2,6% determinată de creșterea cu 17,2% a rezervei legale și a rezultatului reportat cu 7,7% ca urmare a repartizarii la "Alte rezerve" a sumei de 78 mil lei din profitul realizat la data de 31 decembrie 2016, astfel:

suma de 50,6 mil lei reprezintă repartizarea veniturilor nete din alocarea capacitătilor de interconexiune realizate în anul 2016 în conformitate cu Regulamentul (CE) nr.714/2009 ṣi Ordinul ANRE nr. 53/2013;
suma de 27,5 mil lei reprezintă repartizarea la rezerve a sumei profitului pentru care s-a beneficiat de scutire de impozit pe profit, mai puţin partea aferentă rezervei legale, conform prevederilor art. 22 din Legea nr. 227/2015 privind Codul fiscal.

11.4. Fluxul de numerar

Tabel 31: Fluxul de numerar

Mil lei	2016	2015	2014	16/15
Activitatea operațională
Flux de numerar înaintea modificărilor capitalului circulant	725	808	822	▼10%
Modificări ale capitalului circulant	-119	83	67	▲ 243%
Dobânzi și impozite plătite	-91	-86	-116	▲6%
Numerar net din activitatea operațională	515	805	774	▲36%
Activitatea de investiții
Achiziții de imobilizări corporale și necorporale	-142	-243	-187	▼ 42%
Încasări din activitatea de investiții	8	19	27	▼ 58%
Alte active financiare	65	79	-149	▼ 18%
Numerar utilizat în activitatea de investiții	-199	-145	-309	▼37%
Activitatea de finanțare
(Rambursări)/încasări nete din împrumuturi și emisiunea
de obligațiuni	-163	-197	-185	▼ 17%
Dividende plătite	-194	-205	-165	▼5%
Numerar utilizat în activitatea de finanțare	-357	-402	-349	▼11%

Diminuarea netă a numerarului și echivalentelor
de numerar	(41)	258	116	▼ 116%

Numerar și echivalente de numerar la 1 ianuarie	974	716	601	▲ 36%

Numerar și echivalente de numerar la sfârșitul anului	934	974	716	▼4%

11.5. Indicatori

Tabel 32: Indicatori de profitabilitate, lichiditate, risc și activitate

Indicator	Formula de calcul	2016	2015	2014
Indicatori de profitabilitate
a) EBITDA în total vânzări	EBITDA Cifra de afaceri	0,56	0,57	0,56
b) EBITDA în capitaluri proprii	EBITDA Capitaluri proprii	0,22	0,25	0,28
c) Rata profitului brut	Profit brut Cifra de afaceri	0,28	0,32	0,31
d) Rata rentabilităţii capitalului	Profit net Capitaluri proprii	0,09	0,12	0,13
Indicatori de lichiditate
a) Indicatorul lichidităţii curente	Active circulante Datorii pe termen scurt	1,73	1,74	1,60
b) Indicatorul lichidităţii imediate	Active circulante-Stocuri Datorii pe termen scurt	1,70	1,70	1,57
Indicatori de risc
a) Indicatorul gradului de îndatorare	Capital împrumutat Capitaluri proprii	0,21	0,21	0,28
b) Rata de acoperire a dobânzii	EBIT Cheltuieli cu dobânda	14,65	15,75	11,72
Indicatori de activitate
a) Viteza de rotaţie a debitelor – clienţi	Sold mediu clienţi x 365 Cifra de afaceri	72,68	61,1	88,9

12. Tarife reglementate pentru transportul energiei electrice

Cadru general

Modelul de reglementare a tarifelor de transport aplicat în prezent în România este venit plafon (eng. "revenue cap"). Modelul presupune reglementarea venitului total permis operatorului rețelei de transport și include ca obiective asigurarea premiselor necesare operării eficiente a serviciului de transport și menținerii viabilității financiare a operatorului pentru remunerarea adecvată a finanțatorilor și menținerea accesului la finanțare. Modelul conține mecanisme de stimulare a eficienței operaționale și un cadru de rentabilitate financiară bazat pe controlul investițiilor realizate de operator (baza activelor reglementate) și o rată de rentabilitate reglementată stabilită pe baza estimării costului mediu de finanțare al operatorului.

Tarifarea serviciilor de transport al energiei electrice se realizează pe perioade de reglementare. Perioadele de reglementare reprezintă cicluri multianuale de reglementare a tarifelor (în prezent 5 ani), pe durata cărora este aplicată o metodologie de calcul al tarifelor¹⁰ și pentru care este prestabilit un set complet de parametri pe orizontul perioadelor respective pentru calculația efectivă a tarifelor. Stabilirea parametrilor de tarifare pe orizonturi multianuale conferă un nivel ridicat de predictibilitate și vizibilitate a investițiilor, costurilor operaționale și veniturilor Transelectrica. În cadrul unei perioade de reglementare tarifele sunt revizuite cu frecvență anuală și rămân valabile pentru perioade de 12 luni de la data aprobării¹¹ (ani tarifari).

Diferențele între valorile prognozate și cele efective ale parametrilor de calcul al tarifului

pentru un anumit an tarifar sunt compensate prin intermediul unor corecții ex-post implementate în tarif în anii tarifari subsecvenți sau la începutul perioadei de reglementare imediat următoare. În cazul anumitor componente specifice ale bazei de costuri reglementate ce se află sub incidența unor plafonări, depășirea nivelului prognozat al respectivelor costuri nu este compensată. De asemenea în cazul anumitor componente de cost, economiile realizate sunt parțial reținute de Transelectrica.

Setul de parametri de calcul este aprobat de ANRE și include:

costurile cu operarea curentă a serviciului: costuri de operare și mentenanță controlabile și necontrolabile, consumul propriu tehnologic, congestiile interne de rețea, costurile și veniturile aferente mecanismului de compensare financiară a tranzitelor de energie electrică în cadrul ENTSO-e;
costurile cu dezvoltarea serviciului: investițiile planificate în rețeaua de transport, programul de amortizare bazat pe durate de serviciu reglementate, rentabilitatea capitalului investit stabilită pe baza unei rate de rentabilitate reglementată aplicată bazei activelor reglementate;
cantitatea de energie electrică tarifabilă.

Tarifele de transport sunt facturate pe baza cantităților de energie electrică activă introduse/extrase din rețelele electrice publice de pe teritoriul României, cu excepția importurilor/exporturilor.

Conform deciziei nr. ANRE 71/2017 începând cu ianuarie 2017 este în derulare un proces de simulare a efectelor implementarii tarifului binom pentru serviciul de transport al energiei electrice. Perioada de simulare este planificată pentru doi ani (2017 si 2018), calendarul de implementare avand ca tinta anul 2019 pentru implementarea efectiva. Sistemul actual de

¹⁰ Metodologia aplicată în prezent este cea aprobată prin ordinul ANRE nr. 53/2013 privind metodologia de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice

¹¹ Tarifele pot fi modificate în interiorul unui an tarifar doar în cazuri clar stabilite prevăzute în metodologia de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice aprobată prin ordinul ANRE nr. 53/2013

tarifare este de tip monom, respectiv bazat exclusiv pe energie produsă/ consumată). Prin intermediul sistemului de tarifare binom venitul reglementat este recuperabil prin aplicarea a două tipuri de tarife: tariful pe energie și tariful pe putere.

Transelectrica percepe tarif de transport pentru injecția în rețelele electrice publice (componenta tarifară TG) și pentru extracția din rețelele electrice publice (componenta tarifară TL). TG nu se aplică la energia electrică produsă de centralele electrice cu capacitate instalată mică, de până la 5 MW. De asemenea TG nu se aplică la energia electrică importată. TL nu se aplică la energia electrică exportată.

La 1 iulie 2015 ANRE a schimbat modul de alocare a costurilor reglementate pe cele două componente ale tarifului de transport (TG și TL). Modificarea a constat în limitarea costurilor repartizate pe TG la costurile cu consumul propriu tehnologic și costurile aferente eliminării congestiilor de rețea. Toate celelalte costuri reglementate au fost repartizate pe TL. Modificarea a survenit ca urmare a unui demers voluntar al României de conformare a cadrului de reglementare național cu recomandările enunțate în Opinia nr. 9/2014 emisă de Agenţia de Cooperare a Reglementatorilor în Domeniul Energiei (ACER) referitoare la tarifele de transport plătite de producătorii de electricitate în Europa.

Opinia ACER subliniază importanța creșterii gradului de armonizare a tarifelor de transport plătite de producătorii de electricitate în scopul minimizării potențialelor efecte distorsionante provocate de tarife de rețea diferite plătite de producători în diferite state membre UE, în contextul formării pieței unice de electricitate la nivel european.

În România noul mod de alocare a costurilor a mutat centrul de greutate al venitului reglementat pe tariful TL, consumul național de electricitate devenind astfel determinantul principal al colectării venitului din transport. Comparativ cu situația anterioară implementării noului mod de alocare, caracterizată de o repartizare echilibrată a costurilor reglementate pe componentele TG și TL, ce genera niveluri similare de expunere a veniturilor la volumele injectate în rețea de producători respectiv la volumele extrase din rețea de consumatori, noul mod de alocare reduce semnificativ expunerea veniturilor la producția de electricitate (impulsionată în ultimii ani de export) și crește corespunzător expunerea veniturilor la cererea interna de electricitate.

Grila tarifară pentru transportul energiei electrice este în prezent diferențiată zonal atât pentru introducerea cât și pentru extragerea energiei electrice în/din rețele, în funcție de impactul pe care introducerea/extragerea energiei electrice în anumite zone îl are asupra consumului propriu tehnologic în rețeaua electrică de transport. Modificarile aduse legii energiei electrice si a gazelor naturale nr. 123/2012 la finalul anului 2016 prevad uniformizarea tarifelor prin eliminarea diferentierilor zonale, urmand ca utilizatorii retelei sa plateasca acelasi tarif de transport (de injectie in retea / de extractie din retea) indiferent de punctul de racordare la retea. Aceste modificari urmeaza sa fie implementate in legislatia secundara.

Tarife valabile în anul 2016

În cursul lunii iunie 2016 a fost publicat în Monitorul Oficial 477/27.06.2016 Ordinul ANRE nr. 27/2016 privind aprobarea tarifului mediu pentru serviciul de transport, a tarifului pentru serviciul de sistem, a tarifelor zonale aferente serviciului de transport și a prețului reglementat pentru energia electrică reactivă, practicate de Companie. Prin urmare, tarifele reglementate aferente serviciului de transport al energiei electrice și a serviciilor de sistem, aplicabile începând cu 1 iulie 2016 sunt după cum urmează:

Serviciu	Tarif aplicabil în intervalul 1 iulie 2015 - 30 iunie 2016	Tarif aplicabil în intervalul 1 iulie 2016 - 30 iunie 2017	Diferență
	lei/MWh	lei/MWh	%
Transportul energiei electrice	20,97	18,70	-10,8%
Servicii de sistem funcționale	1,17	1,30	+11,1%
Servicii de sistem tehnologice	12,58	11,58	-7,9%

Noile tarife aprobate au fost calculate în conformitate cu metodologiile aplicabile.

Tariful de transport

Scăderea tarifului cu 10,8% reflectă, în principal, corecțiile negative aplicate de reglementator pentru compensarea diferențelor între valorile prognozate utilizate în calculul tarifului în anii precedenti și valorile efective înregistrate (corecții finale pentru anul 1 iulie 2014 - 30 iunie 2015, corecții preliminare pentru anul 1 iulie 2014 - 30 iunie 2015) conform metodologiei în vigoare.

Corecțiile "ex-post" au contribuit la scăderea tarifului cu 7,2%. 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 consumulului 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 și a exportului de energie electrică peste nivelul prognozat inițial de ANRE la proiectarea tarifului.

De asemenea, pe lângă corecțiile negative au existat și alți factori care au contribuit la scăderea tarifului, cum ar fi:

indicele inflației indexate în calculul noului tarif aprobat (inferior indicelui inflației utilizat în calculul tarifului pentru anul precedent) a contribuit cu -2,8% la scăderea tarifului;

venitul de bază calculat ca sumă a costurilor reglementate (inferior celui calculat pentru anul precedent, date fiind cerințele de eficiență impuse la nivelul costurilor operaționale recunoscute) și liniarizarea veniturilor în cadrul perioadei de reglementare, aceste două elemente având o contribuție cumulată de -0,8% la scăderea tarifului.

Tariful de servicii de sistem funcționale

Creșterea tarifului cu 11,1% a fost determinată în principal de nivelul mai mare al corecției negative aplicate în tariful anului precedent față de corecția negativă minoră aplicată în tariful nou aprobat, corecțiile având o contribuție de +16,2% la creșterea tarifului. Baza de costuri recunoscute în tariful nou aprobat este ușor inferioară bazei de costuri recunoscute în tariful anului precedent, costurile recunoscute având o contribuție de - 5,1% în evoluția tarifului.

Tariful de servicii de sistem tehnologice

Scăderea tarifului cu 7,9% a fost determinată de:

corecția negativă aplicată în noul tarif aprobat pentru compensarea profitului estimat a fi înregistrat în anul tarifar 1 iulie 2015 - 30 iunie 2016 determinat de reducerea semnificativă a prețurilor de achiziție a rezervelor de putere prin licitație, în comparație cu corecția pozitivă inclusă în tariful anului corespunzător perioadei 1 iulie 2015 - 30 iunie 2016, necesară pentru recuperarea unei pierderi istorice. Contribuția corecțiilor la scăderea tarifului este de -4,8%;

baza de costuri recunoscute în noul tarif aprobat pentru achiziționarea rezervelor de putere în anul tarifar 1 iulie 2016 - 30 iunie 2017 este mai mică decât baza de costuri recunoscută în anul tarifar precedent 1 iulie 2015 - 30 iunie 2016, diminuare produsă pe fondul reducerii prețurilor de achiziție a rezervelor de putere la licitații în ultimul an. Contribuția reducerii costurilor recunoscute la scăderea tarifului este de -3,2%.

13. Litigii

RAAN

Pe rolul Tribunalul Mehedinți – Secția a II-a Civila, de Contencios Administrativ și Fiscal a fost înregistrat dosarul nr. 9089/101/2013/A152 contestație împotriva Tabelului suplimentar de creanțe împotriva debitoarei RAAN.

Valoarea în litigiu a dosarului este de 78.096 mii lei. Împotriva acestei sentințe, Transelectrica a formulat apel.

Ca urmare a înscrierii în parte a sumei totale solicitate de Transelectrica în cuantum de 89.361 mii lei și a adresei nr.4162/03.10.2016 prin care lichidatorul judiciar ne comunica faptul că doar suma de 11.265 mii lei a fost înscrisă în tabelul suplimentar în categoria creanțelor ce au rezultat din continuarea activității debitorului iar suma de 78.096 mii lei a fost respinsă, s-a depus în termen legal contestație la Tabelul suplimentar de creanțe.

Termenul limită pentru depunerea contestaţiilor la creanţele născute în cursul procedurii a fost fixat la data de 9 octombrie 2016, iar cel pentru soluţionarea contestaţiilor la creanţele născute în cursul procedurii, 20 octombrie 2016. De asemenea, este fixat termenul limită pentru întocmirea şi afişarea tabelului definitiv consolidat, şi anume data de 10.11.2016.

Compania a depus contestație la Tabel. Tribunalul Mehedinți a încuviințat proba cu expertiza contabilă. Următorul termen de judecata a fost stabilit pentru data de 30.03.2017.

ANAF

Compania se află în litigiu cu ANAF, care a emis un raport de inspecţie fiscală în data de 20 septembrie 2011 privind rambursarea TVA pentru perioada septembrie 2005 – noiembrie 2006, pentru un număr de 123 facturi neutilizate identificate ca fiind lipsă, documente cu regim special şi pentru care a estimat o taxă pe valoarea adaugată colectată în sumă de 16 mil lei plus accesorii în sumă de 27 mil lei.

Contravaloarea acestor obligații de 43 mil lei, a fost reținută din suma corespunzătoare TVA plătită de Companie în luna noiembrie 2014. Ulterior, s-a constatat că sumele virate drept TVA curent au fost luate în considerare pentru decontarea sumelor din raportul de inspecţie fiscală menţionat mai sus.

Astfel, Compania a fost nevoită să plătească majorări de 1 mil lei aferente TVA-ului ce ar fi trebuit achitat în luna noiembrie 2011, pentru a nu înregistra datorii restante faţă de bugetul de Stat. În total, în anul 2011, Compania a achitat suma de 44 mil lei.

Compania a depus contestaţie la ANAF împotriva deciziei de impunere şi a solicitat suspendarea executării deciziei de impunere până la soluţionarea pe cale administrativă a contestaţiei depuse la ANAF. Instanţa de judecată a respins solicitarea de suspendare a executării raportului de inspecție fiscală.

La termenul din data de 30.04.2014, soluția pronunțată de instanța de fond – Curtea de Apel București, Secția a VIII-a Contencios Administrativ și Fiscal (Hotărâre nr. 1356/2014) în Dosarul nr. 6657/2/2012 a fost următoarea: "Respinge cererea reclamantei Transelectrica (Contestație împotriva Actului administrativ fiscal ANAF)". Compania a atacat cu recurs Hotărârea nr. 1356/2014 următorul termen fiind stabilit pentru data de 07.04.2016.

Decizia Nr.1945/16.06.2016 admite cererea şi repune pe recurenta-reclamantă în termenul de declarare a recursului. Respinge recursul declarat de Compania Naţională de Transport Transelectrica împotriva Sentinţei nr.1365 din 30 aprilie 2014 a Curţii de Apel Bucureşti - Secţia a VIII-a contencios administrativ şi fiscal, ca nefondat. Irevocabilă. Pronunţată în şedinţă publică, din 16 iunie 2016.

ANRE

Transelectrica 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 de Companie cu un coeficient (β) de 1,0359) 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.

Ordinul ANRE nr. 51, privind aprobarea tarifului mediu pentru serviciul de transport, a tarifului pentru serviciul de sistem şi a tarifelor zonale aferente serviciului de transport, practicate de Transelectrica 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 a fost emis în data de 26.06.2014.

Valorile luate în calculul ratei reglementate a rentabilităţii (RRR¹²) 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%.

Compania consideră că aplicarea prevederilor art. 51 din Metodologie prin stabilirea parametrului Beta (β) la valoarea de 0,4313 va determina prejudicierea financiară a societăţii prin scăderea rentabilităţii la activitatea de transport al energiei electrice cu valoarea estimată de 138,4 mil. lei¹⁴ , având un impact semnificativ asupra intereselor financiare ale societăţii, ce poate duce la crearea unei instabilităţi financiare a Companiei pe perioada a treia de reglementare (01.07.2014 -

30.06.2019), prejudiciind astfel şi acţionarii Companiei şi interesele acestora.

La termenul din data de 20 noiembrie 2015 instanța a prorogat pronunţarea asupra probei cu expertizele tehnice de specialitate până la un moment ulterior, acordând posibilitatea părţilor să formuleze concluzii asupra eventualităţii completării obiectivului 1 al expertizei tehnice propuse în specialitatea financiar - investiţii financiare şi alte entităţi de valori mobiliare. Astfel se așteaptă formularea de către expert a unui punct de vedere privind relevanţa şi/sau utilizarea metodei directe în stabilirea coeficientului Beta în condiţiile dezvoltării insuficiente a pieţei de capital şi a impactului redus al acesteia asupra economiei, cu examinarea acestor condiţii, pe baze obiective (statistica oficială şi alte date relevante), în raport cu situaţia concretă din România.

Totodata, Transelectrica trebuie să precizeze toate elementele specifice considerate relevante în cadrul evaluării coeficientului Beta de către expertul evaluator.

Instanța a amânat judecarea cauzei pentru a da posibilitate pârâtei să ia cunoştinţă de precizările la obiectivele depuse de reclamant şi a acordat termen de judecată la data de 09.02.2016.

La acest termen, instanța de judecată a admis proba cu expertiza contabilă - specialitatea investiţii financiare şi alte entităţi de valori mobiliare, a prorogat discutarea probei cu expertiza tehnică – specialitatea electroenergetică, după administrarea probei cu expertiza contabilă - specialitatea investiţii financiare şi alte entităţi de valori mobiliare, dispunând amânarea cauzei la data de 25.03.2016, în vederea finalizării și analizării raportului de expertiză.

La termenele din datele de 25.03.2016, 22.04.2016 și 10.06.2016 instanța a amânat judecarea cauzei în lipsa raportului de expertiză tehnică. Următorul termen a fost fixat pentru data de 03.03.2017, iar pana la data întocmirii prezentului raport, nu mai sunt alte modificări.

¹² 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

¹³ Valoare ce a determinat scăderea RRR la 7,7 % ¹⁴ Valoare calculată comparativ cu o RRR de 8,52%

CURTEA DE CONTURI

În anul 2011, s-a declanșat un litigiu în contencios administrativ, ca urmare a contestării emiterii unei decizii şi a unei încheieri de către Curtea de Conturi. Aceasta din urmă a dispus anumite măsuri pentru a fi implementate de către Companie, în vederea remedierii unor deficienţe constatate cu ocazia controalelor efectuate asupra Companiei.

Instanţa a menţinut obligaţia instituită în sarcina Transelectrica de a implementa măsurile propuse de Curtea de Conturi. Hotărârea instanţei de contencios administrativ a fost atacată cu recurs la Înalta Curte de Casaţie şi Justiţie.

În data de 13.10.2015, prin Decizia nr. 3125/13.10.2015, Înalta Curte de Casație și Justiție a respins recursul declarat de Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica SA împotriva Sentinţei nr. 1304 din 10 aprilie 2013 a Curţii de Apel Bucureşti – Secţia a VIII-a contencios administrativ şi fiscal, ca nefondat, sentința fiind irevocabilă.

Urmare a unui control desfăşurat în anul 2013, Curtea de Conturi a dispus anumite măsuri de implementat de către Companie ca rezultat al unor deficienţe constatate cu ocazia acestui control. Decizia şi încheierea emise de către Curtea de Conturi au fost atacate la Curtea de Apel Bucureşti, fiind format dosarul nr.1658/2/2014.

În data de 11.03.2015 Curtea de Apel București a amânat cauza pentru efectuarea expertizelor tehnică și contabilă, următorul termen fiind 20.01.2016.

În ședința din data de 20.01.2016, instanța de judecată a amânat cauza pentru ca expertul contabil să-şi exprime punctul de vedere cu privire la obiecţiunile pârâtei la raportul de expertiză efectuat în cauză şi pentru ca expertul tehnic să efectueze lucrarea de expertiză. Următorul termen a fost stabilit pentru data de 18.05.2016.

În data de 29.06.2016 instanța de judecată a amânat cauza pentru a se finaliza raportul de expertiză tehnică. La termenul din 08.02.2017 s-au comunicat obiecțiunile la raportul expertului. La termenul de judecată din data de 22.03.2017 s-a amânat cauza pentru ca expertul tehnic să răspundă la obiecţiunile formulate în raportul de expertiză tehnică (partea a II-a) întocmit în cauză. Termenul de judecată: 24.05.2017.

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 plata în solidar a sumei de 0,58 mil euro (aproximativ 3 mil lei), reprezentând sumă achitată de aceasta cu titlu de amendă, din totalul amenzii de 1 mil euro, cererea făcând obiectul dosarului nr. 40814/3/2014.

De asemenea OPCOM SA a mai solicitat instanței de judecată obligarea Companiei la plata de dobândă legală aferentă perioadei 11.06.2014 – 24.11.2014.

Anterior, Adunarea Generală a Acționarilor a Filialei OPCOM SA a hotărât, în ședința din data de 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.

Acțiunea depusă de OPCOM SA, face obiectul dosarului nr. 40814/3/2014, aflat pe rolul Tribunalului București, Secția a VI –a Civilă, având ca obiect pretenții, materia litigiu cu profesioniștii, iar termenul de judecată fixat fiind 29.06.2015. Compania a depus întampinare la cererea de chemare în judecată în aceasta cauză, invocând excepții și apărări de fond cu privire la netemeinicia și nelegalitatea acțiunii.

Ulterior în ședința de judecată din data de 24.07.2015, instanța a admis cererea de chemare în judecată formulată în contradictoriu și a obligat Transelectrica la plata sumei 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 acestei sume, calculată de la data de 11.06.2014 şi până la data plăţii efective. De asemenea instanța a obligat Transelectrica la plata către OPCOM a cheltuielilor de judecată, în valoare de 38 mii lei.

Dreptul de apel al Transelectrica este în termen de 30 de 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.

Soluția Curții de Apel: admite apelul, schimbă în tot sentința civilă apelată în sensul că respinge ca neîntemeiată cererea de chemare în judecată. Obliga intimata-reclamantă la plata cheltuielilor de judecată către pârâtă în sumă de 0,016 mil lei, reprezentând taxa judiciară de timbru. Recursul este în 30 de zile de la comunicare și a fost pronunțat în ședința publicâ din data de 10.10.2016.

OPCOM S.A a declarat recurs. Cauza se află în procedură de filtru. Termenul de judecată urmează să fie alocat.

SMART

Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA a promovat o acțiune în justiție care are ca obiect anularea Rezoluției Persoanei Desemnate nr. 154954/ 30.12.2014, pronunțată în Dosarul nr. 449314/ 23.12.2014, în temeiul căreia Oficiul Registrului Comerțului de pe lângă Tribunalul București a înregistrat majorarea capitalului social al Filialei SC SMART SA cu aport în natură și modificarea în consecință a actului constitutiv potrivit Deciziei nr. 12375/ 22.12.2014 a Preşedintelui Consiliului de Administraţie al filialei și a Deciziei Consiliului de Administrație nr. 19/22.12.2014. De asemenea, Compania a solicitat instanței competente anularea celor două decizii mai sus precizate și suspendarea aplicării actelor a căror anulare se solicită până la soluționarea acțiunii promovate.

La data de 15.06.2015, Tribunalul București a pronunțat sentința nr. 3401/ 2015 , prin care a dispus următoarele: "Respinge excepţia lipsei calităţii procesual pasive a Statului Român prin Secretariatul General al Guvernului, ca neîntemeiată. Respinge cererea de chemare în judecată formulată de reclamanta CN Transelectrica SA în contradictoriu cu pârâtele Filiala Societatea pentru Servicii de Mentenanţă a Reţelei Electrice de Transport SMART SA, Statului Român prin Secretariatul General al Guvernului şi ONRC de pe lângă Tribunalul Bucureşti, ca neîntemeiată, cu drept de apel în termen de 5 zile de la pronunţare."

Compania a formulat apel, dosarul fiind înregistrat pe rolul Curții de Apel București - Secția a-VI-a Civilă, cu termen de judecată la data de 19.08.2015 fiind respins de către instanță în ședința din data de 21.09.2015.

Totodată, Compania a formulat și o acțiune în justiție împotriva rezoluției directorului ONRC București și împotriva actelor emise de Filiala SC SMART SA pentru majorarea capitalului social, care face obiectul dosarului nr. 14001/3/2015, aflat pe rolul Tribunalului București - Sectia a-VI-a Civilă, cu termen de judecată la 07.09.2015.

În data de 07.09.2015, instanța a dispus disjungerea capetelor 2 şi 3 ale cererii de chemare în judecată formulată de Transelectrica în contradictoriu cu Filiala SMART SA, Statul Român prin Secretariatul General al Guvernului şi ONRC formându-se un nou dosar cu termen la 02.11.2015. În dosarul nr. 14001/3/2015, pentru continuarea judecăţii s-a acordat termen la 19.10.2015, dată la care instanța a hotarât în temeiul art. 413 alin. 1 pct. 2 C. proc. civ., suspendarea judecării cererii de chemare în judecată formulate de reclamanta Transelectrica în contradictoriu cu Filiala SMART SA, Statul Român şi ONRC, până la soluţionarea definitivă a cauzei ce formează obiectul dosarului nr. 32675/3/2015 aflat pe rolul Tribunalului Bucureşti – Secţia a VI-a Civilă.

În dosarul 32675/3/2015, la termenul din data de 16.11.2015 instanța a admis excepţia inadmisibilităţii, respingând cererea de chemare în judecată formulată de reclamanta Transelectrica în contradictoriu cu Filiala SMART SA, Statul Român şi ONRC, ca inadmisibilă, cu drept de apel în termen de 30 zile de la comunicare.

În urma apelului Companiei, în data de 23.05.2016 instanța de judecată a respins apelul ca nefondat. A admis cererea de sesizare a Curții Consituționale. În temeiul art.29 alin.4 din Legea nr.47/1992, a sesizat Curtea Constituțională pentru soluționarea excepției de necostituționalitate a dispozițiilor art.114 alin.3 din Legea nr.31/1990 raportat la dispozițiile art.16, art.21 și art.44 din Constituție, excepție invocată de către Companie, decizia fiind definitivă.

ICEMENERG

În baza HG nr. 925/2010 și a celorlalte acte normative conexe (HG nr. 185/2013) Oficiul Național al Registrului Comerțului – ("ONRC") de pe lângã Tribunalul București prin Rezoluția nr. 41515/07.04.2014 a admis cererea de radiere a Filialei ,,Institutul de Cercetări și Modernizări Energetice – ICEMENERG" S.A., iar prin Rezoluția nr.41923/07.04.2014 a admis cererea de înregistrare, s-a autorizat constituirea și s-a dispus înmatricularea "Institutului Național de Cercetare-Dezvoltare pentru Energie-ICEMENERG București" (J40 / 4323 / 2014).

Având în vedere faptul că interesele de proprietate ale Companiei au fost grav afectate, pentru apărarea intereselor acţionarilor săi Transelectrica a formulat calea de atac. Fără a lua în calcul calitatea Transelectrica de acționar unic al filialei, ceea ce ar fi făcut în mod indubitabil aplicarea Legii nr. 31/1990, instanța de fond a respins plângerea Companiei. Motivarea instanței s-a referit, în principal la faptul că HG nr. 925/ 2010 nu a fost desființată până în prezent, în mod corect ONRC a dispus radierea firmei Filiala ICEMENERG și a autorizat constituirea Institutului ICEMENERG, că etapele prevăzute de art.1 alin.7 și de art.4 alin.1 din HG nr.925/ 2010 "apar ca fiind ulterioare, iar nu anterioare, desființării Filialei ICEMENERG și înființării Institutului ICEMENERG", precum și că nu se poate reține încălcarea drepturilor Transelectrica de acționar unic al filialei, tribunalul constatând că acționar unic al filialei este Statul Român.

Compania a atacat decizia instanţei din data de 14.07.2014, cu apel, termenul de judecată fiind 05.02.2015. Curtea de Apel Bucureşti a afișat în data de 12.02.2015, soluția pronunțată în dosarul nr. 15483/3/2014, și anume Decizia nr. 173/2015, prin care a respins apelul Transelectrica ca nefondat, decizia fiind definitivă. Împotriva Deciziei nr. 173 / 2015, pronunțată de Curtea de Apel București, Transelectrica SA a formulat contestație în anulare, care a făcut obiectul dosarului nr. 1088/2/2015, aflat pe rolul Curții de Apel București - Sectia a VI-a civilă. În data de 13.05.2015, prin Decizia nr. 777/2015, Curtea de Apel Bucureşti a respins contestaţia în anulare ca nefondată, decizia fiind definitivă.

DAGHES ROM

Dosarul nr. 17284/3/2015 are ca obiect pretenții reprezentând indexare chirie și penalități de întârziere la indexare chirie.

În data de 16.09.2016 instanța respinge obiecțiunile formulate de pârâtă ca neîntemeiată. Admite cererea de majorare a onorariului. Dispune majorarea onorariului cu suma de 1.500 lei, câte 750 lei în sarcina fiecărei părți. Pune în vedere părților să facă dovada achitării diferenței de onorariu.

În ședința publică din 15.11.2016 a fost pronunțată Hotarârea 7230/2016:

Respinge cererea – soluția pe scurt:

admite excepţia prescripţiei şi respinge ca prescrise 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 04.03-12.05.2012;
- diferenţa de taxa de servicii solicitată pentru perioada 04.03-12.05.2012;
- penalităţile aferente sumelor solicitate cu titlu de diferenţă de taxa de servicii calculată pentru perioada 04.03- 12.05.2012.
respinge celelalte pretenţii ca neîntemeiate;
obligă reclamanta la plata către pârâtă a sumei de 2.250 lei, cu titlu de cheltuieli de judecată;
apelul: în 30 zile de la comunicare. Acesta se depune la Tribunalul Bucureşti - Secţia a VI-a Civilă.

<-- PDF CHUNK SEPARATOR -->

Pagina | 87

Raport

Guvernanță corporativă și responsabilitate socială

14. Guvernanţă corporativă

Regulamentul de guvernanţă corporativă

Odată cu listarea acțiunilor pe piața reglementată a Bursei de Valori București ("BVB"), Compania și-a însușit principiile din cadrul Codului de Guvernanță Corporativă al BVB. În conformitate cerințele BVB, Transelectrica a făcut public investitorilor Regulamentul de Guvernanță Corporativă al Companiei revizuit.

Regulamentul de Guvernanţă Corporativă reprezintă un instrument extrem de important pentru Companie şi are, în special, scopul de a reuni într-un singur document, într-o formă sintetică, principalele reguli şi reglementări existente şi deja aplicate de către Companie. Elementele centrale ale acestui Regulament de Guvernanță Corporativă sunt accesul la informații al investitorilor și protejarea drepturilor acționarilor.

Documentul este elaborat în conformitate cu principiile stabilite în Codul de Guvernanţă Corporativă al BVB și se găseşte pe site-ul www.transelectrica.ro, la secțiunea Relații Investitori/Guvernanța Corporativă/Codul de Guvernanță Corporativă al Companiei.

Alte documente aplicabile

Compania se conformează prevederilor legislaţiei primare incidente pieţei de capital, respectând şi aplicând şi toate prevederile legislaţiei secundare, respectiv reglementările ASF şi BVB şi ale altor reglementări, inclusiv interne, cu relevanţă în domeniu. Dintre acestea enumerăm:

Codul de Guvernanţă Corporativă al BVB;
OUG nr. 109/2011 cu modificările și completările ulterioare, document care introduce principiile guvernanței corporative la regiile autonome și societățile de stat;
Codul de Etică Profesională, obligatoriu pentru toate structurile organizaţiei, care prezintă normele etice de conduită care stabilesc şi reglementează valorile corporative, responsabilităţile, obligaţiile și conduita în afaceri pe baza cărora s-a dezvoltat organizaţia;
Angajamentul de listare, prin care Transelectrica, la Oferta Publică Iniţială (în 2006), şi-a asumat respectarea drepturilor deţinătorilor de valori mobiliare şi asigurarea unui tratament egal pentru toţi deţinătorii de valori mobiliare de acelaşi tip şi clasă;
Codul de Guvernanţă Corporativă şi setul de Principii Anticorupţie elaborate de AmCham România, care reprezintă standarde de referinţă internaţionale în vederea instituirii unui climat de afaceri sanătos;
Actul Constitutiv al Companiei, actualizat la 23.03.2015 aprobat prin Hotărârea Adunării Generale Extraordinare a Acţionarilor nr. 2/23.03.2015.

Consiliul de Supraveghere Comitetul de Nominalizare și Remunerare Comitetul de Securitate Energetic Comitetul de Audit

Figura 35: Structura Consiliului de Supraveghere la 31 decembrie 2016

Consiliul de Supraveghere

Structura Consiliului de Supraveghere la data de 31.12.2016 era după cum urmează:

Dragoș-Corneliu Zachia-Zlatea Președinte
Ovidiu-Petrişor Artopolescu Membru
Radu Bugică Membru
Daniel-Cristian Pîrvulescu Membru
Costin Mihalache Membru
Dorin-Alexandru Badea– Membru

Conform Actului Constitutiv actualizat, Consiliul de Supraveghere (CS) este format din şapte membri, numiţi pentru o perioadă de cel mult patru ani şi putând fi revocaţi oricând de către AGA.

Toţi membrii CS trebuie să fie independenţi. Fiecare membru al Consiliului de Supraveghere, trebuie să declare în mod formal, dacă este independent, precum și ori de câte ori intervine o schimbare în statutul său, arătând motivele pentru care se consideră independent. Toţi membrii sunt ne-executivi. Membrii CS se pot întruni în orice moment, dar în orice caz cel puţin o dată la trei luni.

Adunarea Generală a Acționarilor a stabilit durata mandatului, remunerația și valoarea asigurării de răspundere profesională a membrilor Consiliului, precum și forma contractului de mandat încheiat cu aceştia.

Societatea va suporta costurile asigurării de răspundere profesională a membrilor CS. Valoarea sumei asigurate şi a primei de asigurare au fost stabilite prin hotărârea Adunării Generale Ordinare a Acţionarilor.

În anul 2016, Consiliul de Supraveghere, s-a întrunit de câte ori interesele Companiei au impus dezbateri ale problemelor legate bugetul de venituri şi cheltuieli, programul de investiţii, programul de studii și cercetări, aspecte privind calitatea mediului, mentenanţă, studii de fezabilitate, etc.

Alegerea membrilor Consiliului de Supraveghere prin metoda votului cumulativ

La cererea acţionarilor reprezentând, individual sau împreună, cel puţin 10% din capitalul social subscris și vărsat, Directoratul convoacă obligatoriu adunarea generală a acţionarilor având pe ordinea de zi alegerea membrilor Consiliului de Supraveghere prin aplicarea metodei votului cumulativ. Orice acţionar care deţine mai puţin de 10% din capitalul social subscris şi vărsat poate face, în scris, propuneri adresate Directoratului, pentru aplicarea metodei votului cumulativ, în termen de 15 zile de la data publicarii în Monitorul Oficial al României, Partea a IV-a, a convocatorului adunării generale a acţionarilor ce are pe ordinea de zi alegerea membrilor Consiliului de Supraveghere. În acest caz, aplicarea metodei votului cumulativ pentru alegerea membrilor CS este supusă votului în cadrul adunării generale a acţionarilor.

Prin metoda votului cumulativ, fiecare acţionar are dreptul de a-şi atribui voturile cumulate – obţinute în urma înmulţirii voturilor deţinute de către orice acţionar, potrivit participării la capitalul social, cu numărul membrilor ce urmează să formeze Consiliul de Supraveghere – uneia sau mai multor persoane propuse pentru a fi alese în CS.

În exercitarea votului cumulativ acţionarii pot să acorde toate voturile cumulate unui singur candidat sau mai multor candidaţi. În dreptul fiecărui candidat acţionarii mentionează numărul de voturi acordate.

În situaţia aplicării metodei votului cumulativ, membrii Consiliului de Supraveghere în funcţie la data adunării generale vor fi înscrişi din oficiu pe lista candidaţilor pentru alegerea membrilor CS alături de candidaţii propuşi de către acţionari. Toți candidaţii înscrişi în lista de candidaturi vor fi supuşi votului acţionarilor în cadrul adunării generale a acţionarilor.

Membrii Consiliului de Supraveghere în funcţie la data adunării generale, care nu sunt reconfirmaţi prin vot cumulativ ca membri ai CS sunt consideraţi revocaţi din funcţie prin hotărârea adunării generale. Durata mandatului membrilor CS aflaţi în funcţie la data adunării generale a acţionarilor în cadrul căreia s-a aplicat votul cumulativ va continua în cazul reconfirmării acestora prin metoda votului cumulativ.

În situaţia în care două sau mai multe persoane propuse a fi alese ca membri în Consiliul de Supraveghere obţin acelaşi număr de voturi cumulate, este declarată aleasă ca membru persoana care a fost votată de un număr mai mare de acţionari. Criteriile de alegere a membrilor CS în situaţia în care două sau mai multe persoane propuse obţin acelaşi număr de voturi cumulate, exprimate de acelaşi număr de acţionari, sunt stabilite de către adunarea generală a acţionarilor şi precizate în procesul verbal al acesteia.

Remunerația Consiliului de Supraveghere

Membrii CS, beneficiază de o remunerație formată dintr-o indemnizație fixă lunară și de o componentă variabilă. Valoarea remunerației totale cuvenită Mandatarului în orice moment pentru o anumită perioadă de timp trebuie să fie cel puțin egală cu limita generală minimă a remunerației și cel mult egală cu limita generală maximă a remunerației, calculate pentru aceeași perioadă de timp, astfel cum aceste limite generale sunt stabilite prin Hotărârea Adunării generale a acționarilor.

Indemnizația fixă lunară cuvenită membrilor Consiliului de Supraveghere pe durata aplicării prevederilor OUG 109/2011 privind guvernanța corporativă a instituțiilor publice, cu modificările și completările ulterioare, în forma aflată în vigoare la data aprobării Contractului de mandat, este în cuantum egal cu media pe ultimele 12 luni a câștigului salarial mediu brut lunar din ramura în care își desfășoară activitatea societatea, comunicat de Institutul Național de Statistică anterior numirii.

În aplicarea prevederilor legale aplicabile la data semnării contractului de mandat, indemnizația fixă lunară este de 4.000 lei brut/lună pentru președintele Consiliului de Supraveghere și de 3.900 lei brut/lună pentru membrii Consiliului de Supraveghere.

Suplimentar indemnizației fixe, membrii CS au dreptul să primească și o componentă anuală variabilă a remunerației, pentru îndeplinirea cumulativă a indicatorilor de performanță: "Timpul mediu de întrerupere", "EBITDA" și "Total investiții", asumați în Planul de administrare pentru fiecare an de mandat.

Componenta anuală variabilă pentru indicatorii "Timpul mediu de întrerupere", "EBITDA" și "Total investiții", aferenți fiecărui an de mandat este în cuantum de 12 indemnizații fixe și se datorează membrilor Consiliului de Supraveghere numai în situația în care nivelul efectiv realizat al acestor indicatori de performanță în anul pentru care se face determinarea este îndeplinit la valorile asumate prin Planul de administrare.

Membrii CS au dreptul să primească și un bonus de performanță în funcție de rentabilitatea acțiunilor Transelectrica pentru acționarii societății.

Astfel, fiecare membru al Consiliului de Supraveghere va primi anual, în luna noiembrie, un pachet de Opțiuni pe acțiuni virtuale Transelectrica (denumite în continuare "OAVT") conform contractelor de mandat.

OAVT nu conferă calitatea de acționar și nu pot fi convertite în acțiuni Transelectrica.

În cazul unor decizii cu impact asupra valorii nominale a acțiunilor Transelectrica, același efect va fi aplicat și asupra numărului de OAVT acordate/cuvenite membrilor Consiliului de Supraveghere (spre exemplu, în cazul diminuării de 10 ori a valorii nominale a acțiunii Transelectrica, cu multiplicarea de 10 ori a numărului de acțiuni, deci fără modificarea valorii capitalului social, fiecare OAVT va fi multiplicată de 10 ori).

Atribuţiile Consiliului de Supraveghere

Consiliul de Supraveghere are, în principal, următoarele atribuţii:

a. exercită controlul asupra modului în care Directoratul conduce Compania;

b. avizează bugetul de venituri şi cheltuieli și programul de investiții pe exercițiul financiar supus aprobării Adunării Generale a Acționarilor;
c. aprobă planul de management întocmit de către Directorat;
d. elaborează şi prezintă adunării generale a acţionarilor, spre aprobare, planul de administrare, care include strategia de administrare pe durata mandatului. Planul de Administrare în vigoare la data prezentului raport a fost aprobat la 30.09.2013;
e. determină structura şi numărul membrilor Directoratului;
f. numeşte şi revocă membrii Directoratului şi stabileşte remuneraţia acestora;
g. verifică dacă activitatea desfășurată în numele şi pe seama Companiei este în conformitate cu legea, cu Actul Constitutiv şi cu orice hotărâre relevantă a Adunării Generale a Acţionarilor;
h. prezintă adunării generale a acţionarilor un raport privind activitatea de Supraveghere desfăşurată;
i. reprezintă Compania în raporturile cu Directoratul;
j. aprobă regulile interne ale Directoratului;
k. verifică situaţiile financiare ale Companiei;
l. verifică raportul membrilor Directoratului;
m. propune adunării generale numirea şi revocarea auditorului financiar, precum şi durata minimă a contractului de audit;
n. avizează înfiinţarea sau desfiinţarea unor sedii secundare (sucursale, reprezentanţe, agenţii sau alte asemenea unităţi fără personalitate juridică).

În cazuri excepţionale, când interesul Companiei o cere, Consiliul de Supraveghere poate convoca adunarea generală a acţionarilor.

Consiliul de Supraveghere are de asemenea, atribuţii de avizare/aprobare a contractelor, creditelor şi diferitelor operaţiuni la nivelul Companiei, conform limitelor de competenţă prevăzute în Anexa nr. 2 la Actul Constitutiv.

Atribuții secretarului din cadrul CS

Atât la data de 31.12.2016 cât și la data întocmirii prezentului raport, funcția de secretar al Consiliului de Supraveghere este ocupată de către doamna Nicoleta Brătucu.

Principalele atribuții ale secretarului CS sunt:

stabilește, la propunerea conducerii Companiei, datele de desfășurare a ședințelor și a ordinei de zi a acestora;
obține acordul Președintelui Directoratului Companiei/Consiliului de Supraveghere asupra propunerilor privind ordinea de zi a sedințelor și solicită conducerii unităților responsabile de activități, materialele incluse în ordinea de zi;
întocmeşte Convocatorul şi Decizia Consiliului de Supraveghere;
consemnează dezbaterile din cadrul şedinţei Consiliului de Supraveghere şi întocmeste procesul verbal al şedintei.

Comitetele Consultative

La nivelul Consiliului de Supraveghere au fost constituite trei comitete. La 31.12.2016, Comitetele aveau următoarea componență:

Comitetul de audit: Radu Bugică, Dragoș-Corneliu Zachia-Zlatea, Danel-Cristian Pîrvulescu, Dorin-Alexandru Badea.

Comitetul de nominalizare și remunerare: Costin Mihalache, Daniel-Cristian Pîrvulescu, Ovidiu Petrișor Artopolescu, Dorin-Alexandru Badea.

Comitetul privind securitatea energetică: Dragoș-Corneliu Zachia-Zlatea, Ovidiu Petrișor Artopolescu, Costin Mihalache ,Daniel - Cristian Pîrvulescu.

Deciziile în cadrul comitetetelor consultative se iau cu majoritate de voturi. În cazul unui balotaj, Preşedintele va avea votul decisiv.

Orice membru al unui comitet consultativ poate convoca şedinţa comitetului din care acesta face parte. Convocarea şedinţelor comitetelor consultative va fi transmisă fiecărui membru al comitetului în scris, prin fax sau prin poşta electronică la adresa de e-mail şi numărul de fax al respectivului membru al comitetului.

Atribuțiile comitetelor din cadrul CS

Principalale atribuții ale comitetelor din cadrul CS în funcție de aria de activitate sunt:

Comitetul de nominalizare și remunerare

coordonează procesul de numire a membrilor Directoratului;
elaborează şi propune Consiliului de Supraveghere procedura de selecţie a membrilor Consiliului de Supraveghere, a membrilor Directoratului şi pentru alte funcţii de conducere;
evaluează cumulul de competenţe profesionale, cunoştinţe şi experienţe la nivelul Directoratului;
stabileşte cerinţele pentru ocuparea unei anumite poziţii în administrarea societăţii;
validează Organigrama Companiei;
elaborează politica de remunerare pentru membrii Directoratului și ai Consiliului de Supraveghere și o supune spre aprobare AGA;
prezintă în Raportul Anual suma totală a remuneraţiei directe şi indirecte a membrilor Directoratului și ai Consiliului de Supraveghere, separat pe componentele fixă şi variabilă a acestor remuneraţii.

Comitetul de audit

îndeplineşte atribuţiile prevăzute la art. 47 din Ordonanţa de Urgenţă a Guvernului nr. 90/2008, aprobată cu modificări prin Legea nr. 278/2008, cu modificările şi completările ulterioare;
verifică amploarea şi abordarea propusă a auditorilor statutari externi, inclusiv coordonarea eforturilor de audit statutar extern cu auditul intern;
verifică procesul comunicării codului de conduită către personalul companiei şi cel al monitorizării conformităţii cu acesta;
monitorizează procesul de raportare financiară şi de management, precum şi planul financiar al companiei;

monitorizează auditul statutar al situaţiilor financiare anuale individuale şi al situaţiilor financiare anuale consolidate;

Comitetul privind securitatea energetică

monitorizează şi consiliază Consiliul de Supraveghere, Directoratul şi compartimentele de specialitate ale Companiei în implementarea strategiei de administrare şi a planului de management în domeniul obiectivelor strategice pe linie de: operator de transport şi sistem responsabil de alimentarea cu energie electrică, în condiţii de securitate pe ansamblul SEN; funcţionarea RET prin prisma securităţii energetice la nivel SEN; securitate energetică şi protecție infrastructuri critice;
implicarea, sub mandatul Consiliului de Supraveghere, alături de Directorat, în dialogul cu autoritățile publice cu atribuţii şi competenţe pe linie de securitate energetică (Departamentul pentru Energie, Comisiile de specialitate din Parlament).

Activitatea comitetelor CS în anul 2016

Comitetul privind securitatea energetică a întreprins următoarele activități pe parcursul anului 2016:

identificarea celor mai importante 10 riscuri care pot afecta activitatea Companiei.
analiza stadiului proiectelor privind protecția infrastructurii critice;
analiza stadiului proiectelor din sfera IT&C;
analiza situației privind procesul de retehnologizare a stațiilor Companiei;
analiza situației privind lucrările de mentenanță a liniilor Companiei.

Comitetul de nominalizare și remunerare a dus la îndeplinire în anul 2016 următoarele:

Întocmirea raportului Comitetului de Nominalizare și Remunerare pentru anul 2015;
Analiza coordonării activității de achiziții în domeniul IT;
Analiza coordonării activității de mentenanță în cadrul Direcției exploatare și mentenanță.
Întâlniri cu expertul independent care sprijină Consiliul de Supraveghere în selecția unui membru al Directoratului pentru a stabili etapele și modalitatea de desfășurare a selecției;
Intervievarea candidaților propuși de consultantul extern pentru ocuparea pozițiilor de membru al Directoratului CNTEE Transelectrica SA potrivit OUG nr. 109/2011 privind guvernanța corporativă a intreprinderilor publice;
Recomandarea unui candidat pentru ocuparea pozitiei vacante de membru al Directoratului.

Comitetul de audit, respectiv comitetul financiar și de dezvoltare au întreprins următoarele activități pe parcursul anului 2016:

Discuții cu privire la obligațiile de raportare ale CNTEE Transelectrica SA in conformitate cu noul Cod de guvernață al BVB.
Verificare:
- Raport preliminar ianuarie-decembrie 2015;
- Raportul de activitate al Directoratului pentru trimestrul IV al anului 2015;
Verificare
- Situatiile financiare anuale separate ale Companiei pentru anul 2015.
- Situatiile financiare anuale consolidate ale Companiei pentru anul 2015.
- Opinia auditorului Deloitte Audit S.R.L. asupra situatiilor financiare separate si consolidate.
- Prezentarea situatiilor financiare separate pentru intalnirea cu analistii de joi 23.03.2016, ora 16:00.
- Nota de repartizare a profitului aferent anului 2015.
- Nota de informare AGA asupra sistemelor de control intern și de gestiune a riscurilor semnificative din cadrul Transelectrica (TEL) aferente anului 2015.
Verificare:
- Raport trimestrial privind activitatea economico-financiară aferent sem. I 2016;
- Prezentarea rezultatelor Trimestrului I 2016;
Situatiilor financiare interimare sem. I 2016.
Verificare:
- Situatiile financiare ale Companiei intocmite la data de 30.06.2016;
- Raportul intocmit conform cerintelor pietei de capital;
- Raportul de activitate elaborat de Directorat conform prevederilor OUG 109/2011 cu modificarile si completarile ulterioare;
- Prezentare a Rezultatelor financiare (prezentare ce a avut loc in data de 12.08.2016, conform Calendarului financiar modificat prin Raport curent in data de 05.08.2016).
- demersuri privind actualizarea Regulamentului de organizare si Functionare al CS;
Verificare:
- Situatiile financiare separate la 30.09.2016;
- Raportul de activiate al directoratului pe primele 3 trimestre ale anului 2016;
- Raportul trimestrial privind activitatea economico-financiara intocmit potrivit cerintelor art. 227 din legea 297/ 2004 privind piața de capital și a Regulamentului CNVM nr.1/ 2006 emis de Comisia Națională a Valorilor Mobiliare, actualmente Autoritatea de Supraveghere Financiară (ASF);

Analiza Planului misiunilor de audit public intern pentru anul 2017;

Întâlniri cu reprezentanții structurilor cu atribuții de control din cadrul Companiei pentru îmbunătățirea activității acestora.

Directoratul

Structura Directoratului era următoarea la data de 31.12.2016:

Ion-Toni Teau Președinte
Constantin Văduva Membru
Octavian Lohan Membru
Mircea-Toma Modran Membru

Organizarea Directoratului

Membrii Directoratului sunt numiţi şi revocaţi de către Consiliul de Supraveghere. Numărul membrilor va fi determinat de Consiliul de Supraveghere, cu condiţia ca acel număr să nu fie mai mic de trei şi mai mare de şapte, numărul acestora fiind întotdeauna impar. Un membru al Directoratului va fi numit Preşedinte al Directoratului (denumit alternativ și Director General Executiv sau Chief Executive Officer – "CEO" – al Companiei).

Membrii Directoratului sunt selectaţi în conformitate cu prevederile Ordonanţei de Urgenţă a Guvernului nr. 109/2011 privind guvernanţa corporativă a întreprinderilor publice, iar mandatul acestora este acordat pe o perioadă de 4 (patru) ani.

În cazul în care o poziţie de membru al Directoratului devine vacantă, Consiliul de Supraveghere va numi alt membru, pentru restul duratei mandatului membrului care este înlocuit, selectat în conformitate cu prevederile Ordonanţei de Urgenţă a Guvernului nr. 109/ 2011.

Remunerația Directoratului

Membrii Directoratului, beneficiază de o remunerație formată dintr-o indemnizație fixă lunară și de o componentă variabilă. Valoarea remunerației totale cuvenită Mandatarului în orice moment pentru o anumită perioadă de timp trebuie să fie cel puțin egală cu limita generală minimă a remunerației și cel mult egală cu limita generală maximă a remunerației, calculate pentru aceeași perioadă de timp, astfel cum aceste limite generale sunt stabilite prin Hotărârea Adunării generale a acționarilor.

Indemnizația fixă lunară cuvenită membrilor Directoratului pe durata aplicării prevederilor OUG 109/2011 privind guvernanța corporativă a instituțiilor publice, cu modificările și completările ulterioare, în forma aflată în vigoare la data aprobării Contractului de mandat, este în cuantum de maximum 6 ori media pe ultimele 12 luni a câștigului salarial mediu brut lunar din ramura în care își desfășoară activitatea societatea, comunicat de Institutul Național de Statistică anterior numirii.

În aplicarea prevederilor legale aplicabile la data semnării contractului de mandat, indemnizația fixă lunară este de 24.000 lei brut/lună pentru Directorul General Executiv și de 23.500 lei brut/lună pentru ceilalți membrii ai Directoratului.

Suplimentar indemnizației fixe, membrii Directoratului au dreptul să primească și o componentă anuală variabilă a remunerației, pentru îndeplinirea cumulativă a indicatorilor de performanță: "Timpul mediu de întrerupere", "EBITDA" și "Total investiții", asumați în Planul de administrare pentru fiecare an de mandat.

Componenta anuală variabilă pentru indicatorii "Timpul mediu de întrerupere", "EBITDA" și "Total investiții", aferenți fiecărui an de mandat este în cuantum de 12 indemnizații fixe și se datorează membrilor Directoratului numai în situația în care nivelul efectiv realizat al acestor indicatori de performanță în anul pentru care se face determinarea este îndeplinit la valorile asumate prin Planul de administrare.

Membrii Directoratului au dreptul să primească și un bonus de performanță în funcție de rentabilitatea acțiunilor Transelectrica pentru acționarii societății.

Astfel, Directorul General Executiv și ceilalţi membri ai Directoratului vor primi anual, în luna noiembrie, un pachet de Opțiuni pe acțiuni virtuale Transelectrica (denumite in continuare "OAVT").

OAVT nu conferă calitatea de acționar și nu pot fi convertite în acțiuni Transelectrica.

În cazul unor decizii cu impact asupra valorii nominale a acțiunilor Transelectrica, același efect va fi aplicat și asupra numărului de OAVT acordate/cuvenite membrilor Directoratului (spre exemplu, în cazul diminuării de 10 ori a valorii nominale a acțiunii Transelectrica, cu multiplicarea de 10 ori a numărului de acțiuni, deci fără modificarea valorii capitalului social, fiecare OAVT va fi multiplicată de 10 ori).

Îndatoririle Directoratului

Principalele îndatoriri ale Directoratului, îndeplinite sub supravegherea Consiliului de Supraveghere, sunt:

stabileşte strategia şi politicile de dezvoltare ale Companiei, inclusiv organigrama Companiei şi stabileşte departamentele operaţionale;
supune anual adunării generale a acţionarilor raportul cu privire la activitatea Companiei, situaţiile financiare pe anul precedent şi proiectul de buget și programul de investiții al Companiei pe anul în curs;
încheie acte juridice cu terţii în numele şi pe seama Companiei, cu respectarea dispoziţiilor prezentului Act constitutiv referitoare la semnătura conjunctă şi cu respectarea aspectelor rezervate competenţei adunării generale a acţionarilor sau Consiliului de Supraveghere;
angajează şi concediază, stabileşte sarcinile şi responsabilităţile personalului Companiei, în conformitate cu politica de personal a Companiei;
întocmeşte planul de management şi îl supune spre aprobare Consiliului de Supraveghere. Planul de Management în vigoare la data prezentului raport a fost aprobat la 06.06.2014 ;
negociază și semnează Contractul colectiv de muncă la nivelul Companiei, precum și actele adiționale la acesta, împreună cu reprezentanții salariaților, cu o informare prealabilă a Consiliului de Supraveghere;
ia toate măsurile necesare şi utile pentru conducerea Companiei, aferente administrării zilnice a fiecărui departament sau delegate de către adunarea generală sau de către Consiliul de Supraveghere, cu excepţia celor rezervate adunării generale a acţionarilor sau CS prin lege sau prin Actul constitutiv;
aprobă mandatele reprezentanţilor Companiei în cadrul adunărilor generale ale acţionarilor filialelor Transelectrica şi informează Consiliul de Supraveghere, trimestrial, cu privire la mandatele acordate acestora;
aprobă, cu avizul prealabil al Consiliului de Supraveghere, înfiinţarea sau desfiinţarea

unor sedii secundare (sucursale, reprezentanţe, agenţii sau alte asemenea unităţi fără personalitate juridică);

aprobă încheierea de către Companie de acte juridice de natura contractului de societate reglementat de Codul civil atunci când rezultatul nu este o entitate cu personalitate juridică distinctă precum și aprobarea participării Companiei ca membru în diferite organizații interne sau internaționale.
exercită orice competenţă delegată de către adunarea generală ordinară și extraordinară a acţionarilor în temeiul legii;
duce la îndeplinire hotărârile adunării generale a acționarilor și deciziile Consiliului de Supraveghere.

Directoratul are atribuţii privind avizarea/aprobarea operaţiunilor la nivelul Companiei, conform limitelor de competenţă prevăzute în Anexa nr. 2 la Act Constitutiv.

Atribuții secretar Directorat

Secretarul Directoratului are ca principale atribuții:

organizarea și asigurarea secretariatului ședintelor Directoratului;
întocmirea proceselor verbale;
redactarea și transmiterea tuturor entităților organizatorice din cadrul Companiei a măsurilor dispuse în cadrul ședințelor Directoratului;
urmărirea realizării măsurilor și ulterior raportarea asupra modului de rezolvare a sarcinilor de către entitățile implicate.

Adunarea generală a acționarilor

Este organul de conducere al Transelectrica, care decide asupra activităţii şi politicii economice a Companiei. Poate fi ordinară sau extraordinară, atribuţiile sale specifice fiind prevăzute în Actul Constitutiv.

Odată cu listarea instrumentelor sale financiare pe piaţa reglementată administrată de BVB, Transelectrica şi-a asumat obligaţia de a respecta drepturile deţinătorilor de instrumente financiare emise şi de a le asigura acestora un tratament echitabil.

Astfel, toţi deţinătorii de instrumente financiare din aceeaşi clasă de titluri sunt trataţi în mod echitabil, toate instrumentele financiare de acelaşi tip şi din aceeaşi clasă conferindu-le deţinătorilor drepturi egale.

Fiecare acţiune conferă drepturi deţinătorului, aşa cum au fost acestea prevăzute în actele constitutive:

dreptul la vot în adunarea generală a acţionarilor (o acţiune = un vot);
dreptul de a alege şi de a fi aleşi în organele de conducere;
dreptul de a participa la distribuirea profitului (dreptul la dividend).

Deţinerea acţiunii certifică adeziunea de drept la statut.

Toţi acţionarii au dreptul de a participa la AGA şi de a-şi exprima punctul de vedere în cursul dezbaterilor.

Adunarea generală ordinară are următoarele obligații și atribuţii:

discută, aprobă sau modifică situaţiile financiare anuale după analizarea rapoartelor Directoratului, Consiliului de Supraveghere şi al auditorului financiar;
repartizează profitul şi stabileşte dividendele;
alege şi revocă membrii Consiliului de Supraveghere;
fixează limitele generale ale remuneraţiilor membrilor Consiliului de Supraveghere și Directoratului;
stabileşte nivelul remuneraţiilor membrilor Consiliului de Supraveghere, precum şi termenii şi condiţiile contractului de mandat încheiat cu fiecare dintre membrii Consiliului de Supraveghere;
stabilește bugetul de venituri şi cheltuieli şi programul de investiţii pe exerciţiul financiar supus aprobării;

aprobă planul de administrare, care include strategia de administrare pe durata mandatului.

Adunarea generală extraordinară se întruneşte ori de câte ori este necesar a se lua o hotărâre asupra urmatoarelor aspecte principale:

schimbarea formei juridice; mutarea sediului Companiei;
majorarea sau reducerea capitalului social al Companiei;
fuziunea cu alte societăţi sau divizarea Companiei;
conversia acțiunilor, obligațiunilor sau emisiunea de obligațiuni;
încheierea de acte de dobândire, înstrăinare, schimb sau de constituire în garanţie a unor active din categoria activelor imobilizate ale Companiei, a căror valoare depăşeşte, individual sau cumulat, pe durata unui exerciţiu financiar, 20% din totalul valorii contabile a activelor imobilizate ale Companiei minus creanţele;
încheierea de către Societate a oricărei operațiuni, asumarea oricărei obligaţii sau angajament care ar putea implica cheltuieli sau asumarea oricărei alte obligaţii importante de către Societate, conform limitelor de competenţă prevăzute în Anexa nr. 2 la Actul constitutiv;
realizarea de către Societate a oricăror tipuri de împrumuturi sau datorii sau obligaţii de tipul împrumuturilor cu excepţia cazului în care se prevede altfel în mod specific în bugetul aprobat pentru anul relevant;
orice act cu titlu gratuit incluzând orice sponsorizări şi donaţii oferite de Societate cu valoare individuală mai mare de 100.000 lei.

Pentru atribuţiile menţionate reprezentanţii statului român în adunarea generală ordinară sau extraordinară a acţionarilor nu vor putea lua hotărâri decât în urma obţinerii unui mandat special de la instituţia publică care l-a numit sau împuternicit, după caz, mandat ce îmbracă forma unei procuri speciale, potrivit reglementărilor pieței de capital, în cuprinsul căreia se va indica modul în care reprezentantul va exercita votul.

Atribuții secretar AGA

Principalele atribuții ale secretarului Adunării generale a acționarilor sunt:

stabilește, la propunerea Directoratului, datele de desfășurare a ședințelor și a ordinii de zi a acestora;
întocmește ordinea de zi (obținând acordul Directoratului și al Consiliului de Supraveghere asupra propunerilor) și completarea acesteia pentru ședințele AGA;
asigură, în termenele prevăzute, difuzarea materialelor către membrii AGA, respectiv ai CS – după caz, acolo unde procedurile impun;
elaborează proiectul de hotărâre a ședințelor.

Controlul intern

În cadrul Companiei, controlul intern reprezintă ansamblul politicilor și procedurilor concepute și implementate de către managementul și personalul acesteia, în vederea atingerii obiectivelor generale.

Misiunea activității controlului managerial intern constă în asigurarea controlului administrativ intern în cadrul Companiei pentru realizarea la un nivel corespunzător de calitate, a atribuțiilor Companiei, stabilite în concordanță cu propria ei misiune, în condiții de regularitate, eficacitate, economicitate și eficiență.

Obiectul de activitate al controlului managerial intern este dat de obiectele de activitate ale subunităților organizatorice componente și constă în:

realizarea controlului intern al activităților la nivelul Companiei și în unitățile organizatorice ale acesteia;
realizarea controlului asupra activității de achiziții publice și asupra activităților derulate în cadrul fundamentării, planificării și realizării lucrărilor de mentenanță în

activitatea desfășurată de entitățile organizatorice ale Companiei;

participare la comisii de cercetare amanunțită, cercetare fraudă și propunere de sancțiuni potrivit domeniului de competență;
prevenirea conflictelor de interese în gestionarea fondurilor companiei potrivit domeniului de competență;
promovarea concurenței loiale și a politicilor antitrust prin identificarea, descurajarea și sancționarea înțelegerilor anticoncurențiale potrivit domeniului de competență.

Principalele obiective ale controlului intern sunt executarea de operațiuni sistematice, etice, economice, eficiente și eficace, îndeplinirea obligațiilor de răspundere, respectarea legislatiei și a regulamentelor aplicabile, protejarea resurselor împotriva pierderilor și pagubelor prin risipă, abuz, gestionare necorespunzătoare, erori, fraude, nereguli, monitorizarea, coordonarea şi îndrumarea metodologică a implementării şi dezvoltării sistemului de control intern/managerial.

Pentru activitățile specifice sunt elaborate Proceduri Operaționale care se revizuiesc ori de câte ori este necesar. În acest fel, operațiunile, procesele și activitățile sunt reanalizate periodic pentru a se asigura că acestea sunt în conformitate cu regulile, politicile, procedurile sau alte cerințe actuale.

Procedurile Operaționale sunt disponibile pentru toți salariații Companiei și sunt postate pe portalul intranet al Companiei. Acestea stabilesc, prin structura lor, sarcini separate pentru fiecare structură organizatorică/entitate din cadrul Companiei. Procedurile Operaționale sunt aplicabile, sunt în vigoare și se verifică la fiecare entitate în parte, cu ocazia auditului.

Auditul intern

În anul 2016 activitatea de audit public intern la nivelul Transelectrica s-a desfăşurat prin structura proprie de audit intern aflat in subordinea Directoratului Companiei.

Din cele 5 filiale aflate sub autoritatea CNTEE Transelectrica SA numai în 4 este organizată şi se desfăşoară activitate proprie de audit public intern (OPCOM SA, SMART SA, TELETRANS SA şi FORMENERG SA). În filiala ICEMENERG SERVICE SA nu este organizată activitatea de audit public intern, ea fiind asigurată de structura de audit public intern (API) din cadrul Companiei.

Atât stuctura de audit public intern din cadrul CNTEE Transelectrica SA, cât şi cele din cadrul celor 4 filiale sunt funcționale.

Misiunea

acordarea consultanţei şi asigurărilor privind eficacitatea sistemelor de management al riscurilor, de control şi de guvernanţă, contribuind la obţinerea plusvalorii şi oferind recomandări pentru îmbunătăţirea acestora;
asistarea conducerii Companiei în realizarea obiectivelor şi furnizarea evaluărilor obiective şi detaliate cu privire la legalitatea, regularitatea, economicitatea, eficienţa şi eficacitatea activităţilor şi operaţiunilor desfășurate.

Principiile care guvernează activitatea

codul privind conduita etică a auditorului intern care are scopul de a crea cadrul etic necesar desfăşurării profesiei de auditor intern;
carta auditului intern stabileşte poziţia structurii de audit intern în cadrul entităţii publice, defineşte sfera de activitate a auditului intern, drepturile şi obligaţiile auditorilor interni;
independenţa organizatorică în cadrul Companiei, pentru a nu fi supusă ingerinţelor de nicio natură, începând de la stabilirea obiectivelor de audit, realizarea efectivă a lucrărilor specifice misiunii şi până la comunicarea rezultatelor acesteia;
obiectivitatea individuală, competența, conștiința profesională și pregătirea profesională continuă a auditorilor.

Departamentul de Audit Intern îşi desfăşoară activitatea pe baza unei proceduri proprii, actualizată ori de câte ori este necesar. Toate etapele parcurse în desfăşurarea misiunii de audit sunt prevăzute în conţinutul acestei proceduri.

În cadrul departamentului de Audit Intern au fost elaborate normele metodologice proprii şi procedura de lucru privind exercitarea activităţii de audit public intern, în conformitate cu HG nr.1086/2013. Totodată este implementat Standardul 9 - Proceduri, conform OSGG nr. 400/2015, gradul de procedurare al activităţilor desfăşurate fiind de 100% și a fost elaborat "Programul de asigurare și îmbunătățire a calității activității de audit public intern" (nr. 9057/09.03.2016).

Planificarea activităţii de audit public intern în cadrul CNTEE Transelectrica are la bază Planul multianual de audit public intern, întocmit în conformitate cu Standardul Internațional de Audit Intern 2010 "Planificare" şi cu Legea nr. 672/2002, privind auditul public intern, republicată. Acesta a fost conceput prin efectuarea unei analize asupra activităţilor desfăşurate în cadrul CNTEE Transelectrica SA. De asemenea s-a ţinut cont de structura organizatorică a Companiei şi de componenţa structurii de audit public intern.

Principalele obiective ale Auditului Intern sunt următoarele:

de a ajuta Compania, atât în ansamblu cât şi structurile sale, prin intermediul opiniilor şi recomandărilor formulate;
de a asigura o mai bună gestionare a riscurilor;
de a îmbunătăţi calitatea managementului, a controlului şi auditului intern.

În anul 2016

Planul misiunilor de audit public intern pe anul 2016 (nr. 43245/19.11.2015) a fost avizat de Directoratul Companiei şi aprobat de Consiliul de Supraveghere. În acesta au fost incluse 10 misiuni de asigurare, 1 misiune de evaluare şi 1 misiune de consiliere informală.

Conform prevederilor legale selectarea tematicii și a activităților/obiectivelor misiunilor de audit s-a făcut ținând cont de următoarele elemente:

evaluarea riscului asociat diferitelor structuri/activități/operațiuni
criteriile semnal și sugestiile conducerii Companiei, a deficiențelor constatate în rapoartele de audit anterioare, sau în rapoartele altor organe de control intern sau extern, evaluarea impactului unor modificări petrecute în mediul în care evoluează activitatea auditată, alte informații și indici referitoare la disfuncționalități sau abateri;
periodicitatea de auditare, cel putin o dată la 3 ani, a activităților Companiei;
periodicitatea de evaluare a activităţii de audit public intern în entitățile aflate în subordine/coordonare/sub autoritate (respectiv în filiale);
resursele de audit disponibile.

Cele 10 misiuni de asigurare desfăşurate în anul 2016 au avut următoarele teme:

Evaluarea activităţii sucursalelor de transport sub aspectul respectării prevederilor legale şi procedurale privind:
derularea și decontarea contractului de mentenanță încheiat cu SC SMART SA;
administrarea, întreținerea clădirilor și asigurarea utilităților aferente;
inventarierea bunurilor patrimoniale și înregistrarea în evidența contabilă a rezultatului inventarierii.
Asigurarea accesului la RET.
Elaborarea, analiza şi avizarea studiilor, documentaţiilor tehnico-economice, instrucţiunilor şi procedurilor.
Funcţionarea, menţinerea şi îmbunătăţirea sistemului de management integrat.

Misiunea de evaluare a urmărit activitatea de audit public intern desfăşurată la SC TELETRANS SA, iar misiunea de consiliere informală a evaluat implementarea standardelor de control intern/managerial la entităţile organizatorice ale CNTEE Transelectrica SA, conform cerinţelor OSGG 400/2015, cu completările ulterioare.

În anul 2016, la nivelul CNTEE Transelectrica SA, nu au fost efectuate misiuni de audit adhoc.

Pe parcursul misiunilor de audit public intern efectuate la nivelul CNTEE Transelectrica SA în anul 2016 au fost formulate un număr de 122 recomandări. Dintre acestea 106 au fost implementate (86,9%), 6 parţial implementate (4,9%) şi 10 neimplementate (8,2%). Precizăm că recomandările care nu sunt încă implementate au termen scadent în anul 2017.

În cursul misiunilor de audit public intern efectuate la nivelul filialelor în anul 2016 au fost formulate 57 recomandări, din care 19 au fost implementate (33,3%), 30 au fost parţial implementate (52,7%), iar 8 sunt neimplementate (14%).

Nu au fost cazuri de iregularităţi sau posibile prejudicii raportate prin completarea Formularului de Constatare şi Raportare a Iregularităţilor (FCRI), iar toate recomandările au fost însuşite de entităţile auditate.

Departamentul de Audit Intern monitorizează permanent stadiul de implementare al recomandărilor formulate în timpul misiunilor de audit public intern, iar cu ocazia întocmirii raportării semestriale/anuale, solicită la entităţile auditate informaţii referitoare la stadiul implementării recomandărilor. De asemenea, la fiecare misiune de audit efectuată auditorii verifică modul de implementare al recomandărilor din auditurile anterioare.

Implementarea recomandărilor făcute în cursul tuturor misiunilor de audit public intern desfăşurate pe parcursul anului 2016 a vizat şi a condus la:

cunoaşterea şi aplicarea mai eficientă a legislaţiei, procedurilor şi instrucţiunilor aferente activităţilor auditate;
identificarea şi corectarea deficienţelor sancţionabile de către organele de control extern;
eliminarea aspectelor negative din activităţile auditate în vederea diminuării condiţiilor de apariţie a riscurilor;
îmbunatăţirea modului de lucru referitor la urmărirea şi reconcilierea tranzacţiilor şi soldurilor cu filialele Companiei, precum şi la analizarea, explicarea şi reconcilierea diferenţelor ce reies în urma procesului de reconciliere;
atenţie mai mare la aplicarea reglementărilor în vigoare referitoare la emiterea avizelor tehnice de racordare, la

încheierea şi derularea contractelor de eliberare amplasament, precum şi la realizarea condiţiilor de coexistenţă sau de racordare;

verificarea mai atentă a derulării şi decontării contractului de mentenanţă minoră încheiat cu SMART;
îmbunatăţirea modului de lucru referitor la asigurarea serviciilor de utilități pentru buna desfășurare a activității și încheierea convențiilor de utilități, precum şi la derularea, decontarea și înregistrarea în evidența contabilă a serviciilor de utilități;
îmbunatăţirea modului de întocmire/completare a documentelor rezultate în urma efectuării activităţii de inventariere a bunurilor patrimoniale;
îmbunatăţirea modului de lucru referitor la funcţionarea, menţinerea şi îmbunătăţirea sistemului de management integrat în cadrul Companiei, respectiv la elaborarea, analiza și avizarea studiilor, documentațiilor tehnico-economice, instrucțiunilor și procedurilor.
creşterea comunicării între entităţile Companiei;
îmbunătăţirea sistemului de control intern aferent entităţilor şi activităţilor auditate.

Planul misiunilor de audit intern pentru anul 2017 cu respectarea cadrului legal și procedural în vigoare se prefigurează pe urmatoarele teme:

Asigurarea funcţionării sistemului informatic şi de telecomunicaţii a CNTEE Transelectrica SA.
Evaluarea activității de audit public intern desfășurată la SC Formenerg SA.
Evaluarea activităţii sucursalelor de transport sub aspectul respectării prevederilor legale şi procedurale privind:
- emiterea/participarea la emiterea avizelor de amplasament şi a avizelor tehnice de racordare;
- asigurarea stării de securitate şi sănătate a sistemului de muncă;
- constituirea şi plata taxelor şi impozitelor locale;
- acordarea şi plata sporurilor, drepturilor de salarizare şi de altă natură, prevăzute în CCM;
Managementul sistemului de măsurare a energiei electrice tranzacţionate pe piaţa angro;
Managementul şi gestiunea resurselor umane
Administrarea în condiţii de siguranţă şi eficienţă a parcului auto al sucursalelor de transport.

Declarația de conformitate cu Codul de Guvernanță Corporativă al BVB în perioada de tranziție

Prevederi din Cod		Respectă
	Secţiunea A – Responsabilități [ ale Consiliului de Supraveghere]
A.1.	TEL trebuie să aibă un regulament intern al CS care include termenii de referință/responsabilitățile CS și funcțiile cheie de conducere ale TEL, și care aplică, printre altele, Principiile Generale din Secțiunea A.	CS al TEL își desfășoară activitatea în baza legislației în vigoare, a Actului constitutiv, a Regulamentui de organizare și funcționare al CS și hotărăște în problemele privind activitatea companiei, cu excepția celor care, potrivit legii, sunt în competența AGA sau a altor organe societare. Detalii - în Raportul Anual secţiunea Guvernanţă Corporativă
A.2.	Prevederi pentru gestionarea conflictelor de interese trebuie incluse în regulamentul CS. În orice caz, membrii CS trebuie să notifice CS cu privire la orice conflicte de interese care au survenit sau pot surveni și să se abțină de la participarea la discuții (inclusiv prin neprezentare, cu excepția cazului în care neprezentarea ar împiedica formarea cvorumului) și de la votul pentru adoptarea unei hotărâri privind chestiunea care dă naștere conflictului de interese respectiv.	Membrii CS sunt numiți de către AGOA, cu respectarea prevederilor aplicabile societăților admise la tranzacționare și sunt selectați în conformitate cu prevederile Ordonanței de Urgență a Guvernului nr. 109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice.15 Totodată, în cadrul procesului de recrutare, anexat la documentația de participare, candidații au obligația să depună o declarație pe proprie răspundere privind independența persoanei respective; În plus, selecția candidaților pentru ocuparea unui loc în CS, se face cu respectarea prevederilor art. 39 din Actul Constitutiv în aplicarea art. 34 din Legea nr. 123/2012; Aceste aspecte sunt stipulate și în Regulamentul de funcționare și organizare al CS; Detalii - în Raportul Anual secţiunea Guvernanţă Corporativă
A.3.	CS trebuie să fie format din cel puțin cinci membri.	CS format din șapte membri Detalii - în Raportul Anual secţiunea Guvernanţă Corporativă
A.4. A.5.	Nu mai puțin de doi membri neexecutivi ai CS trebuie să fie independenți. Fiecare membru independent al CS trebuie să depună o declarație la momentul nominalizării sale în vederea alegerii sau realegerii, precum și atunci când survine orice schimbare a statutului său, indicând elementele în baza cărora se consideră că este independent din punct de vedere al caracterului și judecații sale. Alte angajamente și obligații	În cadrul procesului de recrutare, anexat la documentația de participare, candidații au obligația să depună o declarație pe proprie răspundere cu privire la statutul de independent; Detalii - în Raportul Anual secţiunea introductivă
	profesionale relativ permanente ale unui membru al CS, inclusiv poziții executive și neexecutive în CS unor societăți și instituții non-profit, trebuie dezvăluite acționarilor și investitorilor potențiali înainte de nominalizare și în cursul mandatului său.
A.6.	Orice membru al CS trebuie să prezinte CS informații privind orice raport cu un acționar care deține direct sau indirect acțiuni reprezentând peste 5% din toate	Vezi - Explicații A.4 Detalii - în Raportul Anual secţiunea Guvernanţă Corporativă

Prevederi din Cod		Respectă	Respectă parțial (Motivul pentru neconformitate)
	drepturile de vot. Această obligație se referă la orice fel de raport care poate afecta poziția membrului cu privire la chestiuni decise de CS.
A.7.	TEL trebuie să desemneze un secretar al CS responsabil de sprijinirea activității Consiliului.	Detalii - în Raportul Anual secţiunea Guvernanţă Corporativă
A.8.	Declarația privind guvernanța corporativă va informa dacă a avut loc o evaluare a Consiliului sub conducerea Președintelui sau a comitetului de nominalizare și, în caz afirmativ, va rezuma măsurile cheie și schimbările rezultate în urma acesteia. TEL trebuie să aibă o politică/ghid privind evaluarea CS cuprinzând scopul, criteriile și frecvența procesului de evaluare.		Parțial implementată - evaluarea activităţii administratorilor se face anual şi vizează execuţia contractului de mandat şi a planului de administrare, în conformitate cu prevederile OUG nr. 109/2011 privind guvernanţa corporativă a întreprinderilor publice. Astfel, activitatea CS este analizată anual de către acționari în AGOA, pe baza Raportului de activitate prezentat.
A.9.	Declarația privind guvernanța corporativă trebuie să conțină informații privind numărul de întâlniri ale CS și comitetelor în cursul ultimului an, participarea administratorilor (în persoană și în absență) și un raport al CS și comitetelor cu privire la activitățile acestora	Detalii - în Raportul Anual secţiunea Guvernanţă Corporativă
A.10.	Declarația privind guvernanța corporativă trebuie să cuprindă informații referitoare la numărul exact de membri independenți din CS.	Toți membrii sunt independenți aleși cu respectarea prevederilor aplicabile societăților admise la tranzacționare și sunt selectați în conformitate cu prevederile Ordonanței de Urgență a Guvernului nr. 109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice; Detalii - în Raportul Anual secţiunea Guvernanţă Corporativă
A.11.	CS al TEL trebuie să înființeze un comitet de nominalizare format din membri neexecutivi, care va conduce procedura nominalizărilor de noi membri în CS și va face recomandări CS. Majoritatea membrilor comitetului de nominalizare trebuie să fie independentă.	CS16 are înființat Comitetul de nominalizare și remunerare formulează propuneri pentru funcția de membru al CS și membru al Directoratului, elaborează și propune CS procedura de selecție a membrilor CS, a membrilor Directoratului și pentru alte funcții de conducere, formulează propuneri privind remunerarea membrilor Directoratului și a altor funcții de conducere. Organizarea, funcționarea și atribuțiile sunt stabilite prin Carta Comitetului de nominalizare și remunerare. Detalii - în Raportul Anual secţiunea Guvernanţă Corporativă
	Secțiune B - Sistemul de gestiune a riscului şi control intern
B.1	CS trebuie să înființeze un comitet de audit în care cel puțin un membru trebuie să fie administrator neexecutiv independent. Majoritatea membrilor, incluzând președintele,	Comitetul de audit îndeplinește atribuțiile prevăzute la art. 47 din Ordonanța de Urgență a Guvernului nr. 90/2008, aprobată cu modificări prin Legea nr. 278/2008, cu modificările și completările ulterioare.

¹⁶ https://www.transelectrica.ro/consiliul-de-supraveghere

	Prevederi din Cod	Respectă
	trebuie să fi dovedit ca au calificare adecvată relevantă pentru funcțiile și responsabilitățile comitetului. Cel puțin un membru al comitetului de audit trebuie să aibă experiență de audit sau contabilitate dovedită și corespunzătoare. În cazul societăților din Categoria Premium, comitetul de audit trebuie să fie format din cel puțin trei membri și majoritatea membrilor comitetului de audit trebuie să fie independenți.	Organizarea, funcționarea și atribuțiile sunt stabilite prin Carta Comitetului de audit Detalii - în Raportul Anual secţiunea Guvernanţă Corporativă
B.2.	Președintele comitetului de audit trebuie să fie un membru neexecutiv independent.	Numele președintelui comitetului de audit este trecut și în Raportul annual și pe pagina de web a Companiei, https://www.transelectrica.ro/consiliul-de-supraveghere, Detalii - în Raportul Anual secţiunea Guvernanţă Corporativă
B.3.	În cadrul responsabilităților sale, comitetul de audit trebuie să efectueze o evaluare anuală a sistemului de control intern.	Detalii - în Raportul Anual secţiunea Guvernanţă Corporativă
B.4.	Evaluarea trebuie să aibă în vedere eficacitatea și cuprinderea funcției de audit intern, gradul de adecvare al rapoartelor de gestiune a riscului și de control intern prezentate către comitetul de audit al Consiliului, promptitudinea și eficacitatea cu care conducerea executivă soluționează deficiențele sau slăbiciunile identificate în urma controlului intern și prezentarea de rapoarte relevante în atenția Consiliului.	Detalii - în Raportul Anual secţiunea Guvernanţă Corporativă
B.5.	Comitetul de audit trebuie să evalueze conflictele de interese în legătură cu tranzacțiile societății și ale filialelor acesteia cu părțile afiliate.	Conform Anexei nr. 2 la Actul constitutiv al Companiei Naţionale de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica"–SA, Limitele de competenţă ale Directoratului, CS şi AGA vizând operaţiunile la nivelul TEL; Detalii - în Raportul Anual secţiunea Guvernanţă Corporativă
B.6.	Comitetul de audit trebuie să evalueze eficiența sistemului de control intern și a sistemului de gestiune a riscului.	Detalii - în Raportul Anual secţiunea Guvernanţă Corporativă
B.7.	Comitetul de audit trebuie să monitorizeze aplicarea standardelor legale și a standardelor de audit intern general acceptate. Comitetul de audit trebuie să primească și să evalueze rapoartele echipei de audit intern.	Detalii - în Raportul Anual secţiunea Guvernanţă Corporativă
B.8.	Ori de câte ori Codul menționează rapoarte sau analize inițiate de Comitetul de Audit, acestea trebuie urmate de raportări periodice (cel puțin anual) sau adhoc care trebuie înaintate ulterior Consiliului.	Detalii - în Raportul Anual secţiunea Guvernanţă Corporativă
B.9.	Niciunui acționar nu i se poate acorda tratament preferențial față de alți acționari in legătură cu tranzacții și acorduri încheiate de societate cu	Compania are obligația să asigure un tratament egal pentru toți detinătorii de valori mobiliare, de același tip și clasă, și vor pune la dispoziția acestora toate informațiile necesare, pentru ca aceștia să-și poată exercita drepturile

Prevederi din Cod		Respectă
	acționari și afiliații acestora.
B.10.	CS trebuie să adopte o politică prin care să se asigure că orice tranzacție a TEL cu oricare dintre societățile cu care are relații strânse a carei valoare este egală cu sau mai mare de 5% din activele nete ale TEL (conform ultimului raport financiar) este aprobată de CS în urma unei opinii obligatorii a comitetului de audit al CS și dezvăluită în mod corect acționarilor și potențialilor investitori, în măsura în care aceste tranzacții se încadrează în categoria evenimentelor care fac obiectul cerințelor de raportare.	Conform Anexei nr. 2 la Actul constitutiv al Companiei Naţionale de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica"–SA, Limitele de competenţă ale Directoratului, CS şi AGA vizând operaţiunile la nivelul TEL În plus, în vederea îndeplinirii obligațiilor de raportare conform art. 113 lit. G alin (6) din Regulamentul nr. 1/2006 al CNVM privind emitenții și operațiunile cu valori imobiliare, coroborat cu prevederile art. 225 din Legea 297/2004 privind piața de capital, auditorul financiar al TEL efectueză semestrial analiza tranzacțiilor cu afiliații. Raportul auditorului este transmis BVB si ASF și este publicat și pe site-ul TEL sectiunea Relații investitori / Rapoarte curente
B.11.	Auditurile interne trebuie efectuate de către o divizie separată structural (departamentul de audit intern) din cadrul TEL sau prin angajarea unei entități terțe independente.	Activitatea de audit public intern la nivelul Companiei se desfășoară prin structura proprie de audit, respectându-se astfel cerinţa stabilită prin Legea nr. 672/2002, privind auditul public intern - art. 10 alin (1), republicată cu modificările și completările ulterioare 17există Conform Organigramei asemenea entități organizatorice în cadrul TEL, respectiv Audit Public Intern, Control, Direcția Management Integrat si Servicii Suport, Direcția Control.
B.12.	În scopul asigurării îndeplinirii funcțiilor principale ale departamentului de audit intern, acesta trebuie să raporteze din punct de vedere funcțional către CS prin intermediul comitetului de audit. În scopuri administrative și în cadrul obligațiilor conducerii de a monitoriza și reduce riscurile, acesta trebuie să raporteze direct directorului general.	Conform Regulamentelor de organizare și funcționare ale entităților organizatorice implicate; Detalii - în Raportul Anual secţiunea Guvernanţă Corporativă
	Secțiunea C – Justa Recompensă și motivare
C.1.	TEL trebuie să publice pe pagina sa de internet politica de remunerare și să includă în raportul anual o declarație privind implementarea politicii de remunerare în cursul perioadei anuale care face obiectul analizei.	Conform reglementărilor în vigoare, Compania informează anual Adunarea Generală a Acționarilor prin Raportul Comitetului de Nominalizare și Remunerare Detalii - în Raportul Anual secţiunea Guvernanţă Corporativă
Secțiunea D – Adăugând Valoare prin Relațiile cu investitorii
D.1.	TEL trebuie să organizeze un serviciu de Relații cu Investitorii – indicându-se publicului larg persoana/ persoanele responsabile sau unitatea organizatorică. În afară de informațiile impuse de prevederile legale, TEL trebuie să includă pe pagina sa de internet o secțiune dedicată Relațiilor cu Investitorii, în limbile română și	Transelectrica are în componența s-a entități organizatorice specializate atât pentru Relația cu Investitorii cât si pentru Relația cu acționarii (contact). Documentele se pot consulta pe https://www.transelectrica.ro/web/tel/relatii-investitori,

¹⁷ https://www.transelectrica.ro/documents/10179/39811/ORGANIGRAMA.pdf/357d606d-0a0c-4524-aab4-36e12beb7e62

Prevederi din Cod	Respectă	Respectă parțial (Motivul pentru neconformitate)
engleză, cu toate informațiile relevante de interes pentru investitori, inclusiv:
D.1.1 Principalele reglementări corporative: Actul constitutiv, procedurile privind adunările generale ale acționarilor;	Se pot consulta site-ul TEL, https://www.transelectrica.ro/regulament-de-guvernanta corporativa, iar Procedura AGA este prezenta in fiecare Convocator/completare convocator, secțiunea Relatii investitori/AGA
D.1.2 CV-urile profesionale ale membrilor organelor de conducere ale TEL, alte angajamente profesionale ale membrilor CS, inclusiv poziții executive și neexecutive în consilii de administrație din societăți sau din instituții non profit;	Documente publice pe site-ul TEL, în secțiunea Relații investitori/Guvernanță Corporativă/Consiliul de Supraveghere și Directorat - Note Biografice și CV-uri; (https://www.transelectrica.ro/web/tel/guvernanta corporativa)
D.1.3 Rapoartele curente și rapoartele periodice (trimestriale, semestriale și anuale) – cel puțin cele prevăzute la punctul D.8 – inclusiv rapoartele curente cu informații detaliate referitoare la neconformitatea cu prezentul Cod;	Documente relevante se pot consulta pe website-ul TEL, secțiunea Relații investitori, tab Raportări curente și Raportări periodice, link: https://www.transelectrica.ro/web/tel/relatii-investitori;
D.1.4 Informații referitoare la adunările generale ale acționarilor: ordinea de zi și materialele informative; procedura de alegere a membrilor Consiliului; argumentele care susțin propunerile de candidați pentru alegerea în Consiliu, împreună cu CV-urile profesionale ale acestora; întrebările acționarilor cu privire la punctele de pe ordinea de zi și răspunsurile societății, inclusiv hotărârile adoptate;	Documentele se pot consulta pe website-ul TEL, secțiunea Relații investitori/AGA, link: https://www.transelectrica.ro/web/tel/aga,
D.1.5 Informații privind evenimentele corporative, cum ar fi plata dividendelor și a altor distribuiri către acționari, sau alte evenimente care conduc la dobândirea sau limitarea drepturilor unui acționar, inclusiv termenele limită și principiile aplicate acestor operațiuni. Informațiile respective vor fi publicate într-un termen care să le permită investitorilor să adopte decizii de investiții;	Documentele se pot consulta pe website-ul TEL secțiunea Relații investitori, link https://www.transelectrica.ro/web/tel/relatii-investitori;
D.1.6 Numele și datele de contact ale unei persoane care va putea să furnizeze, la cerere, informații relevante;	[email protected], număr contact - Acționariat: +40.21.303.59.48 număr contact - Relații investitori +40.21.303.58.26, date publice și pe website-ul TEL, link: https://www.transelectrica.ro/web/tel/contact-ri,

	Prevederi din Cod	Respectă	Respectă parțial (Motivul pentru neconformitate)
	D.1.7 Prezentările TEL (de ex., prezentările pentru investitori, prezentările privind rezultatele trimestriale etc.), situațiile financiare (trimestriale, semestriale, anuale), rapoartele de audit și rapoartele anuale.	Documentele se pot consulta pe website-ul TEL, secțiunea Relații investitori, link: https://www.transelectrica.ro/web/tel/rapoarte-periodice,
D.2	TEL va avea o politică privind distribuția anuală de dividende sau alte beneficii către acționari, propusă de Directorat și adoptată de Consiliul de Supraveghere, sub forma unui set de linii directoare pe care TEL intenționează să le urmeze cu privire la distribuirea profitului net. Principiile politicii anuale de distribuție către acționari vor fi publicate pe pagina de internet a TEL.	Acționarii au apobat în data de 28 martie 2016 o politică privind distribuția anuală de dividende Link: https://www.transelectrica.ro/documents/10179/3235082/ 03_Propunere+Politica+de+dividend+TEL.pdf/a03e6232- 5f57-420b-902f-a98cd611d450,
D.3	TEL va adopta o politică în legătură cu previziunile, fie că acestea sunt făcute publice sau nu. Previziunile se referă la concluzii cuantificate ale unor studii ce vizează stabilirea impactului global al unui număr de factori privind o perioadă viitoare (așa numitele ipoteze): prin natura sa, aceasta proiecție are un nivel ridicat de incertitudine, rezultatele efective putând diferi în mod semnificativ de previziunile prezentate inițial. Politica privind previziunile va stabili frecvența, perioada avută în vedere și conținutul previziunilor. Dacă sunt publicate, previziunile pot fi incluse numai în rapoartele anuale, semestriale sau trimestriale. Politica privind previziunile va fi publicată pe pagina de internet a Companiei.		Activitatea Companiei este reglementată de către Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei. Planul de Administrare elaborat de CS, include strategia de administrare pe durata mandatului, contribuie la îndeplinirea misiunii Companiei și este elaborat pe baza viziunii, valorilor și direcțiilor strategice ale Companiei, având ca scop primordial atingerea obiectivelor și a criteriilor de performanță contractate.
D.4.	Regulile AGA nu trebuie să limiteze participarea acționarilor la AGA și exercitarea drepturilor acestora. Modificările regulilor vor intra în vigoare, cel mai devreme, începând cu următoarea AGA;	TEL respectă toate drepturile deţinătorilor de instrumente financiare emise şi le asigură acestora un tratament echitabil, indiferent de numărul de acţiuni deţinute și depune permanent eforturi susținute pentru a realiza o comunicare efectivă, activă și transparentă în vederea exercitării drepturilor de către acționari într-o manieră echitabilă;
D.5.	Auditorii externi vor fi prezenți la adunarea generală a acționarilor atunci când rapoartele lor sunt prezentate în cadrul acestor adunări.	
D.6.	CS va prezenta adunării generale anuale a acționarilor o scurtă apreciere asupra sistemelor de control intern și de gestiune a riscurilor semnificative, precum și opinii asupra unor chestiuni supuse deciziei adunării generale	Material AGOA pentru ședința data de 27/28 aprilie 2017
D.7.	Orice specialist, consultant, expert sau analist financiar poate participa la adunarea acționarilor în baza unei	Jurnaliștii acreditați pot de asemenea, să participe la adunarea generală a acționarilor cu condiția ca aceștia să transmită în prealabil o informare către Directorat

	Prevederi din Cod	Respectă
	invitații prealabile din partea Consiliului. Jurnaliștii acreditați pot, de asemenea, să participe la adunarea generală a acționarilor, cu excepția cazului în care Președintele Consiliului hotărăște în alt sens.
D.8.	Rapoartele financiare trimestriale și semestriale vor include informații atât în limba română, cât și în limba engleză referitoare la factorii cheie care influențează modificări în nivelul vânzărilor, al profitului operațional, profitului net și al altor indicatori financiari relevanți, atât de la un trimestru la altul, cât și de la un an la altul.	Documente relevante se pot consulta pe website-ul TEL, secțiunea Relații investitori/Raportări periodice, link https://www.transelectrica.ro/web/tel/relatii-investitori;
D.9.	TEL va organiza cel puțin două ședințe/teleconferințe cu analiștii și investitorii în fiecare an. Informațiile prezentate cu aceste ocazii vor fi publicate în secțiunea relații cu investitorii a paginii de internet a TEL la data ședințelor/ teleconferințelor.	Conform Calendarului anual de Comunicare Financiară al TEL, aprobat și transmis instituțiilor pieței de capital, BVB și ASF, Compania are stabilite patru întâlniri cu analişti financiari, consultanţi de plasament, brokeri şi investitori pentru prezentarea rezultatelor financiare; (https://www.transelectrica.ro/web/tel/calendar-financiar)
D.10	În cazul în care TEL susține diferite forme de expresie artistică și culturală, activități sportive, activități educative sau științifice și consideră că impactul acestora asupra caracterului inovator și competitivității TEL fac parte din misiunea și strategia sa de dezvoltare, va publica politica cu privire la activitatea sa în acest domeniu.	Documentul poate fi consultat pe website-ul TEL, secțiunea Despre noi/ Responsabilitate socială corporativă, link: https://www.transelectrica.ro/web/tel/responsabilitate sociala-corporativa,

15. Responsabilitate Corporativă

Dincolo de performanțele sale economice, calitatea managementului și politica de comunicare, Transelectrica dorește să participe în mod activ la dezvoltarea societății în care activează prin intermediul unor proiecte de responsabilitate corporativă (en. "Corporate Social Responsability" – CSR).

A fi o companie responsabilă social înseamnă nu numai îndeplinirea obligațiilor legale aplicabile în domeniul propriu de activitate, dar și continuarea acțiunilor întreprinse, prin investirea mai mult în capitalul uman, în mediu și în relațiile cu grupurile interesate

În conformitate cu Politica de Responsabilitate Socială Corporativă a Transelectrica, managementul executiv al Companiei este conștient de necesitatea implicării în realitatea socială, pentru a asigura, pe lângă succesul comercial, și respectul comunității unde își desfășoară activitatea.

Figura 36: Politica CSR – părți interesate

Transelectrica ia în considerare interesele societății, responsabilizându-se față de angajați, acționari, comunitate și mediu, în scopul creării prosperității, a locurilor de muncă și în vederea asigurării sustenabilității unei întreprinderi solide din punct de vedere financiar.

CNTEE Transelectrica SA iși propune să adopte și să integreze în modelul său de afaceri, cele mai bune practici în materie de CSR, în așa fel încât să crească atât eficiența actului de management, cât și valoarea companiei, prin întărirea gradului de încredere al angajatilor, acţionarilor, partenerilor și comunității în potențialul său economic și social.

Pe parcursul anilor, încă de la înființarea Companiei, politica de responsabilitatea socială s-a concentrat pe acțiuni cuprinse întro strategie pe termen lung:

Domenii	Acțiuni
Artă și cultură	Donații
Educație	Sponsorizări
Acțiuni umanitare Acțiuni de dezvoltare a societății	Acte de mecenat

Prin toate obiectivele propuse în ceea ce privește responsabilitatea socială corporativă, precum și prin acțiunile de voluntariat, de sponsorizare și donații intreprinse, Compania se angajează în mod etic și contribuie prin practica afacerilor transparente și responsabile la dezvoltarea sustenabilă a economiei și la coeziunea socială, îmbunătăţind în acelaşi timp, atât calitatea vieţii salariaţilor şi a familiilor acestora cât şi a comunităţilor locale şi a societăţii în care își desfășoară activitate.

Viziunea Transelectrica în domeniul CSR este de a promova valorile naţionale precum inovaţia, spiritul de echipă, respectul diversităţii şi angajamentul.

În anul 2016, Transelectrica și-a concentrat activitatea de CSR pe o serie de domenii si anume: acțiunile umanitare, ce răspund nevoilor unor salariați, și sprijinirea educației tinerilor, viitori ingineri electroenergeticieni, mediul înconjurător, dezvoltarea comunității.

Figura 37: Acțiuni întreprinse în 2016

Compania îsi reține și stimulează angajatii prin crearea unui mediu de lucru potrivit în care aceștia să se simtă confortabil și care să le permită dezvoltarea cu succes, atât pe plan profesional, cât și personal, aceștia beneficiind de:

stabilitatea locului de muncă și condiții de muncă sigure;
oportunități de instruire și dezvoltare prin intermediul Programului anual de formare și perfecționare profesională a salariaților;
oportunități de avansare prin promovări interne;
oportunități pentru a evolua;
campanii de evaluare a stării de sănătate a angajaților - examene de medicină generală, analize de laborator, vaccinare antigripală și antihepatică;
opțional, deoarece finanțarea este cu participare și din partea angajatului, angajații beneficiază și de asigurări voluntare de sănătate.

De asemenea, în cazul unor afecțiuni grave de sănătate, Compania oferă suport financiar angajaților sau membrilor famiiilor lor pentru continuarea unor tratamente medicale speciale sau pentru efectuarea unor operaţii în străinatate.

În 2016 conducerea executivă a Companiei a decis acordarea de ajutoare financiare pentru rezolvarea unor probleme majore de sănătate, în valoare de 94.294,65 lei unui numar de 6 persoane, atât angajaţi Transelectrica cât şi persoane grav bolnave, care au solicitat sprijinul companiei.

De asemenea, Compania acordă o mare atenţie sprijinirii tinerei generaţii, viitori ingineri electroenergeticieni. De aproximativ 4 ani CNTEE Transelectrica SA şi IRE (Institutul National Român pentru Studiul Amenajarii si Folosirii Surselor de Energie), reprezentantul României la EURELECTRIC selectează tineri din cadrul Universităţilor Politehnice din ţară care să participe cu prezentări ştiinţifice la secţiunea "Competitia Studentilor" din cadrul Conferintei anuale EURELECTRIC. Ȋn acest sens CNTEE Transelectrica SA acorda susţinere materială studenţilor participanţi acoperind costurile de deplasare şi cazare în străinătate.

Pentru a sprijini formarea studenţilor din cadrul Facultăţilor de Energetica din Bucureşti şi din ţară, CNTEE Transelectrica SA a acordat în anul 2016 zece burse de studiu în valoare totală de 117.650 lei, studenţiilor cu rezultate deosebite la învăţătura.

Creşterea calităţii absolvenţilor Facultăţii de Electroenergetică implică şi educarea studenţiilor în laboratoare moderne, în vederea completării cerinţelor teoretice şi abilităţi practice. Astfel, în anul 2016, CNTEE Transelectrica SA s-a implicat în procesul de modernizare al laboratoarelor ce apartin Departamentului de Electroenergetică din cadrul Universităţii Politehnice Timişoara.

Având în vedere ca prin Directiva 2014/95/EU se va introduce pentru companii de nivelul CNTEE Transelectrica SA, obligativitatea raportării performantei non-financiare, pentru anul 2017, Compania are în vedere elaborarea de programe de tip CSR, corelate cu strategia de comunicare precum şi cu politica de CSR.

In anul 2017, CNTEE Transelectrica îşi propune să se implice mai mult în activităţi de responsabilitate socială, alături de parteneri din ONG-uri româneşti, sau prin finanţarea unor proiecte care produc un impact pozitiv asupra societăţii.

Valorile Transelectrica devin cu atât mai puternice cu cât comportamentul social responsabil îl reprezintă pe fiecare angajat, dar și viziunea Companiei în domeniul CSR. Astfel, Compania se asigură că se poate ridica la înălţimea responsabilităţii sociale faţă de societate, prin programe care generează rezultate pe termen lung și o atitudine pozitivă.

16. Responsabilitatea față de angajați

Activitatea de menținere și dezvoltare permanentă a Sistemului de Management Integrat cu privire la sănătatea și securitatea operațională reprezintă o prioritate de top a Companiei.

Programele de securitate şi sănătate în muncă în Companie au vizat următoarele obiective:

aducerea instalaţiilor la nivelul cerinţelor de securitate şi sănătate stabilite de instrucţiunile proprii de securitate a muncii, aliniate la cerinţele europene. Aceste acţiuni au avut ca rezultat reducerea riscului de accidentare şi îmbolnăvire profesională a personalului care îşi desfăşoară activitatea în instalaţiile Companiei;
dotarea personalului Companiei cu echipamente individuale de protecţie, conform cerinţelor instrucţiunilor proprii de securitate a muncii;
asigurarea şi supravegherea permanentă a stării de sănătate a personalului, conform cerinţelor din HG 355/2007;
instruirea personalului privind riscurile de accidentare din instalaţiile Companiei.

Programul de securitate şi sănătate în muncă pe anul 2016 a fost realizat în proporţie de 52% corespunzător valorii de 1.247 mii lei faţă de valoarea bugetată de 2.390 mii lei.

Până la data de 14 iulie 2016, s-a derulat contractul pentru servicii medicale prin asigurări voluntare de sănătate cu AXA LIFE INSURENCE , pentru anul III. Acesta este un contract subsecvent pe 3 ani 2013-2016, care a cuprins asigurări voluntare de sănătate, opționale pentru personalul Companiei conform legii nr.95/2006 privind asigurările voluntare de sănătate și a Normelor Metodologice de aplicare a acesteia, din februarie 2007. Prin acest contract, persoanele asigurate, au beneficiat la solicitare, de servicii medicale "gratuite", conform caietului de sarcini.

În luna septembrie 2016 s-a elaborat caietul de sarcini pentru achiziția de servicii medicale prin asigurări voluntare de sănătate pentru angajații CNTEE Transelectrica SA. Acesta s-a înaintat la Direcția Achizitii care a demarat procedura.

De asemenea s-au derulat contractele pentru servicii medicale conform CCM. Prin aceste contracte angajații au beneficiat de consultații si investigații medicale care ne-au ajutat sa depistăm la timp diverse afecțiuni. În aceste contracte au fost cuprinse următoarele servicii medicale: examen ginecologic și test Babeș-Papanicolau, echografie sau mamografie, PSA+Free PSA, examen cardiologic + EKG,hemoleucograma completă etc.

Asistența medicală de medicină a muncii în cadrul Companiei a fost și este realizată de către medicii de medicina muncii, din

cabinetele medicale din Executiv și Sucursalele Companiei. Situația încadrării cu medici în cadrul Companiei s-a modificat în anul 2016. Astfel, cabinetele medicale din: Executiv, București, Craiova, Cluj, Sibiu, Pitești, Timișoara, au medici de medicina muncii; ST Bacău și ST Constanța nu au medic.

Controlul medical periodic al ST Bacău al personalului autorizat, utilizatori auto și personalul neautorizat a fost realizat de medicii de medicina muncii din Executiv și ST Sibiu.

ST Constanța a realizat controlul medical periodic prin contract cu un Centru Medical, iar examenul medical la 6 luni pentru condiții de izolare, a fost efectuat de medicul de medicina muncii din Executiv-Tel.

Supravegherea stării de sănătate a personalului angajat al Companiei s-a desfășurat astfel:

în primele patru luni ale anului 2016, s-a efectuat controlul medical periodic al personalului operativ pentru lucrul în instalaţiile electrice;

Controlul medical periodic al personalului autorizat pentru lucrul în instalaţiile electrice a cuprins examenele medicale din:

"Fișa 123 Munca la înălțime"
"Fișa 124 Munca în rețelele electrice de foarte înaltă, înaltă, medie și joasă tensiune aflate sau nu sub tensiune"
"Fișa 141 Personal care lucrează în condiții de izolare"
"Fișa 143 Personal care lucrează în tură de noapte", din HG nr. 355/2007 privind supravegherea sănătății lucrătorilor, modificată și completată de HG 1169/2011.

din luna mai 2016 s-a început controlul medical periodic al personalului angajat al Companiei, care nu necesită autorizare;

în perioada iulie - noiembrie 2016 s-a desfășurat controlul medical periodic al personalului operativ care lucrează în condiții de izolare.

În anul 2016 s-au înregistrat 4 accidente de muncă sau evenimente în care au fost implicaţi angajati din companie, ceea ce a condus la un număr de 75 zile de incapacitate de muncă la nivelul Companiei. Două dintre accidente s-au înregistrat la ST Bacău, unul la ST Cluj respectiv un deces la ST Constanța.

Pentru îmbunătăţirea eficacităţii securității și sănătății în muncă, se au în vedere:

finalizarea acţiunii de reevaluare a factorilor de risc de accidentare şi îmbolnăvire profesională, pentru toate locurile de muncă din Companie;
monitorizarea stării de sănătate a personalului cu boli cardio-vasculare (cu contraindicaţii de autorizare) şi raportarea trimestrială la Departamentul Management Integrat;
consultarea în materie de sănătate şi securitate ocupaţională a principalilor antreprenori generali, contractanţi ai lucrărilor în instalaţiile RET, prin invitarea acestora la întrunirile entității pentru securitatea și sănătatea în muncă.

17. Responsabilitatea faţă de mediu

Protecția mediului înconjurător reprezintă un obiectiv important pentru Companie, în vederea dezvoltării durabile și sustenabile a Companiei. Astfel politica în domeniul protecţiei mediului reprezintă parte integrantă a politicii generale, având ca obiective menţinerea unui sistem de management de mediu performant, prevenirea și reducerea poluării, conformarea cu cerinţele legale naţionale și europene și dezvoltarea durabilă.

Obiectivele de mediu pentru anul 2016 au urmărit menţinerea unui sistem de management de mediu performant, prevenirea şi reducerea poluării astfel încât impactul reţelei electrice de transport asupra mediului să se încadreze în limitele cerinţelor naţionale şi europene. Atingerea obiectivelor s-a realizat prin acţiunile preventive şi corective cuprinse în programul anual de management de mediu.

Pentru îndeplinirea obiectivelor, Compania a luat măsuri de reducere a impactului asupra mediului atât în activitatea de exploatare cât și în activităţile de mentenanaţă și de investiţii, care au presupus lucrări de construcţii – montaj, astfel încât, în anul 2015 nu au fost semnalate probleme deosebite privind protecţia mediului.

Descrierea impactului RET asupra mediului înconjurător

Instalaţiile electrice de înaltă tensiune constituite în principal din linii electrice aeriene şi staţii de transformare şi conexiune sunt instalaţii care pot avea un impact semnificativ asupra mediului datorat atât complexităţii tehnice a instalaţiilor cât şi suprafeţelor de teren ocupate şi lungimilor de ordinul zecilor sau chiar sutelor de km, de regulă pe teritoriul mai multor judeţe.

În condiţii normale de exploatare a instalaţiilor RET, nu se evacuează poluanţi în mediu. Se pot emite accidental în mediu unele substanţe chimice cu acţiune poluantă în cazul existenţei unor neetanşeităţi, al exploatărilor greşite, al avariilor sau în momentul executării unor lucrări de construcţie şi mentenanţă.

Identificarea şi evaluarea aspectelor de mediu pentru tehnologie şi construcţie sunt realizate de la prima fază de proiectare. Pe baza acestora se elaborează planul de management de mediu (pentru construcţie, funcţionare şi dezafectare instalaţie), care cuprinde programul de măsuri pentru prevenirea poluării sau pentru reducerea impactului şi programul de monitorizare al factorilor de mediu.

Din punct de vedere al impactului asupra mediului, în anul 2016:

nu au fost poluări accidentale cu impact semnificativ asupra mediului;
nu au fost reclamaţii privind mediul;
deşeurile generate au fost eliminate/valorificate în procent de 93,72%, restul deşeurilor fiind stocate.

Indicatori de impact

Ocuparea terenului

Tabel 33: Suprafaţa ocupată de linii şi staţii electrice

		2 Fără zonă de siguranţă [m ]	2 Cu zonă de siguranţă [m ]
Entitate	Staţii	LEA	Staţii	LEA
Total 2016	3.980.544	3.205.655	7.123.765	520.529.940

Surse de poluare a solului, apelor subterane şi terestre

Din exploatarea normală a instalaţiilor RET nu sunt evacuate pe sol, în apele subterane sau terestre nici un fel de noxe. Pot aparea poluări accidentale datorate neetanşeităţilor/spargerii echipamentelor care conţin substanţe periculoase sau ulei electroizolant sau defecţiunilor apărute la instaţiile de regenerare/ alimentare/ evacuare ulei în/din echipamente.

De asemenea pot aparea scurgeri de ulei/combustibil auto de la utilajele şi mijloacele de transport în timpul executării lucrărilor de construcţii şi mentenanţă (uleiul scurs în mediu a fost reţinut cu pământ absorbant, biodegradabil).

Surse de poluare a aerului

- Emisii directe

În timpul activităţilor de construcţie, mentenanţă şi de exploatare normală a instalaţiilor RET nu sunt evacuate în atmosferă cantităţi semnificative de poluanţi.

În perioada de construcţie, de mentenanţă şi de operare normală a instalaţiilor RET pot rezulta următoarele emisii în atmosferă: pulberi în suspensie - în timpul lucrărilor de construcţie, gaze de ardere - de la mijloacele auto, grupurile electrogene şi de la centralele termice, ozon în cantităţi neglijabile (efectul Corona), hexafluorură de sulf - ca urmare a neetanşeităţii echipamentelor sau manipulării neadecvate a gazului.

În condiţiile unor incendii sau explozii pot rezulta gaze de ardere (SOx, COx, NOx, COV, pulberi în suspensie,etc.).

LEA de înaltă tensiune generează poluarea atmosferei cu ozon şi oxizi de azot ca urmare a descărcărilor Corona care apar în jurul conductoarelor active, mai ales pe timp ploios. Aportul suplimentar al acestor substanţe poluante la fondul existent nu este major şi nu poate conduce la depăşiri ale valorilor de prag de informare legal, nivel dincolo de care există un risc pentru sănătatea umană.

Surse de ape uzate

Din procesul de transport al energiei electrice nu rezultă ape uzate tehnologice. Apele uzate generate pe amplasamentul instalaţiilor RET sunt ape uzate menajere provenite din activitatea umană (se evacuează direct în canalizarea orăşenească sau se vidanjează şi se transportă la o staţie de epurare ape uzate urbane sau se epurează local în microstaţii de epurare şi se evacuează pe sol sau în ape terestre), ape pluviale colectate în cuvele echipamentelor cu ulei şi în căminele platformelor betonate pentru depozitarea deşeurilor şi echipamentelor (pot să conţină ulei provenit din scurgeri) ce sunt epurate mecanic în separatoare apă - ulei şi evacuate în canalizarea orăşenească sau vidanjate şi transportate la o staţie de epurare ape uzate urbane sau evacuate pe sol sau în ape terestre cu respectarea limitelor maxime admisibile pentru poluanţii evacuaţi în mediu).

Generarea de deşeuri

Din activitatea de transport al energiei electrice nu rezultă în mod direct deşeuri. Deşeurile rezultă din activitatea de construcţie, mentenanţă şi din activitatea umană. Cantităţile de deşeuri sunt diferite de la an la an, în funcţie de volumul lucrărilor de investitii şi de mentenanţă.

Deşeurile generate s-au eliminat/valorificat cu firme autorizate.

Deşeuri generate (t)	Deşeuri valorificate (t)	Deşeuri eliminate (t)	Deşeuri stocate (t)	Indicator de gestionare deşeuri: deşeuri eliminate, valorificate/deşeuri generate
8.741	1.186	7.006	549	93,72%

Tabel 34: Gestionarea deșeurilor

Câmpul electromagnetic generat de instalaţiile RET

Staţiile electrice de transformare/conexiune şi liniile electrice aeriane de 220kV şi 400kV au impact relativ restrâns asupra vecinătăţilor, existent doar în jurul instalaţiilor RET. O mare parte din efectele perturbatoare sunt datorate inducţiei electrice (în obiectele sau structurile metalice neconectate la pământ) şi fenomenelor de interferenţă (radiointerferenţa). Soluţiile constructive adoptate pentru realizarea liniilor şi staţiilor electrice de înaltă tensiune asigură protecţia corespunzătoare împotriva efectelor datorate expunerii organismelor vii la câmpul electromagnetic precum şi diminuarea impactului acestor instalaţii asupra mediului înconjurător.

Conform studiilor efectuate de instituţii de specialitate în vecinătatea liniior aeriene de 220kV şi 400kV, intensitatea câmpului electric scade cu distanţa, astfel încât la o distanţă de cca 25 – 30 m de axul liniei, intensitatea câmpului este zero.

Poluarea fonică

În perioada de construcţie se poate produce zgomot datorită execuţiei lucrărilor şi funcţionării echipamentelor şi mijloacelor auto. În timpul operării poluarea fonică este datorată zgomotului produs de funcţionarea, vibraţia instalaţiilor RET sau de descărcările Corona din spaţiul din jurul conductoarelor active.

Nivelul de zgomot produs de efectul Corona la o distanţă de 25 m de conductorul activ variază între 53 dB pe timp ploios şi 33 dB pe timp frumos.

Impactul asupra faunei

Impactul asupra faunei este semnificativ în special asupra păsărilor, manifestându-se prin coliziunea sau electrocutarea acestora de către instalaţiile RET în culoarele de migraţie sau în zonele protejate.

Principalele culoare de migraţie ale diverselor tipuri de păsări au fost identificate în zonele Banat, Dobrogea şi Delta Dunării.

Impactul asupra vegetaţiei

Impactul asupra vegetației este determinat de ocuparea definitivă sau temporară a terenurilor şi de îndepărtarea vegetaţiei care depăşeşte o anumită înălţime, din zonele de siguranţă ale instalaţiilor RET, pentru evitarea apariţiei incendiilor. Acest impact poate fi semnificativ doar în zonele protejate

Măsuri pentru prevenirea și/sau limitarea impactului asupra mediului.

Principalele măsuri efectuate în cursul anului 2016 pentru prevenirea şi/sau limitarea impactului asupra mediului au fost:

construcţia sau mentenanţa reţelelor de canalizare pentru ape uzate menajere şi/sau pluviale;
montarea separatoarelor apa-ulei la cuvele echipamentelor cu ulei şi la platformele de depozitare;
construcţia platformelor betonate pentru depozitarea temporară a echipamentelor şi deşeurilor;
mentenanţa echipamentelor cu ulei sau SF6 pentru prevenirea scurgerilor;
vopsirea stâlpilor liniilor electrice aeriene (LEA) în culori adecvate peisajului;
defrişarea/întreţinerea coridoarelor de siguranţă pentru LEA;
refacerea/amenajarea terenului pentru aducerea la starea iniţială (dupa finalizarea lucrărilor).
monitorizarea calităţii apelor uzate din stațiile şi sediile Companiei şi propunerea de soluţii de reducere a poluării conform cerinţelor din autorizaţiile de mediu şi de gospodărire a apelor.
colectarea, sortarea, transportul şi valorificarea/eliminarea deşeurilor.

3,3 mil. lei Cheltuieli protecția mediului

Cheltuielile totale pentru protecţia mediului, incluse în cheltuielile de exploatare, mentenanţă şi investiţii, au fost de 3,3 mil lei (aproximativ 731 mii euro).

Cheltuielile specifice de mediu în 2016 au fost de 0,01663 mil. euro/TWh energie electrică transportată.

Conformarea cu cerinţele legale

Obiectivele din gestiunea Companiei (269 obiective: staţii electrice de transformare şi conexiune, linii electrice aeriene, sedii, etc.,

autorizate sau în curs de reautorizare) funcţionează conform cerinţelor legale privind protecţia mediului, gradul de autorizare fiind de 98,9% (34 de autorizaţii). Lucrările de mentenanţă şi investiţii executate în cursul anului 2016 au fost realizate conform cerinţelor legale şi de reglementare (avize şi/sau acorduri de mediu şi avize de gospodărire a apelor, după caz).

Deşeurile generate au fost gestionate conform cerinţelor legale şi eliminate/valorificate cu firme autorizate, astfel au fost plătite taxele la Fondul pentru Mediu pentru emisiile din surse staţionare de 45 lei. Măsurile dispuse de autorităţile de reglementare şi control în domeniul protecţiei mediului şi gospodăririi apelor au fost îndeplinite integral, Compania monitorizand factorii de mediu (aer, apă, sol, zgomot, câmp electromagnetic, deşeuri) pe tot parcursul anului 2015 conform cerinţelor din documentele de reglementare privind mediul şi gospodărirea apelor.

Au fost raportate corect şi la timp toate informaţiile de mediu conform cerinţelor legale, de reglementare şi a celor rezultate în urma controalelor efectuate de autorităţile de reglementare şi control.

În cursul anului 2016 nu s-au înregistrat reclamaţii privind protecţia mediului, Compania respectând în totalitate legislaţia şi actele de reglementare privind protecţia mediului şi gospodărirea apelor.

Anexa 1 - Actele de numire/revocare emise în anul 2016

Directorat

Decizia CS nr. 46/24.05.2016
- Aprobă încetarea, cu acordul părților, a calității de membru al Directoratului Companiei Naționale de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" – SA a domnului Ion Smeeianu, începând cu data de 26 mai 2016.
Decizia CS nr. 47/ 24.05.2016
- Se numește în funcția de membru al Directoratului al Companiei Naționale de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA, domnul Luca-Nicolae Iacobici.
Decizia CS nr. 49/ 24.05.2016
- Aprobă încetarea, cu acordul părților, a calității de membru al Directoratului Companiei Naționale de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" – SA a domnului Cătălin Lucian Chimirel, începând cu data de 26 mai 2016.
Decizia CS nr. 86/ 23.11.2016
- Se numește în funcția de membru al Directoratului al Companiei Naționale de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA, domnul Mircea-Toma Modran, începând cu data de 01.01.2017, mandat care se acordă pentru perioada care a rămas până la expirarea mandatului membrului care este înlocuit, respectiv până la data de16 septembrie 2017.
- Constată încetarea contractului de mandat al domnului Luca-Nicolae Iacobici, începând cu data de 23 noiembrie 2016

Consiliul de Supraveghere

Decizia CS nr. 4/6.01.2016
- Se desemnează în calitate de membru al Comitetului de Nominalizare și Remunerare domnul Daniel-Cristian Pîrvulescu.
- Se înlocuiește din calitatea de Președinte al Comitetului de Nominalizare și Remunerare domnul Radu Ștefan Cernov cu domnul Costin Mihalache.
- Se desemnează în calitate de membru al Comitetului de Audit domnul Daniel-Cristian Pîrvulescu.
- Se desemneaza în calitate de Președinte al Comitetului de Securitate Energetică domnul Dragoș-Corneliu Zachia-Zlatea.
Decizia CS nr. 36/23.03.2016
- Se desemnează în calitatea de Președinte al Consiliului de Supraveghere domnul Dragoș-Corneliu Zachia-Zlatea.
Decizia CS nr. 77/3.10.2016
- Se desemnează în calitate de membru al Comitetului de Nominalizare și Remunerare domnul Dorin-Alexandru Badea.
- Se desemnează în calitate de membru al Comitetului de Audit domnul Dorin-Alexandru Badea.
- Se numește în calitate de membru al Comitetului de Securitate Energetică domnul Manuel Costescu.
Decizia CS nr. 87/14.12.2016
- Se ia act de demisia domnului Manuel Costescu din calitatea de membru al Consiliului de Supraveghere al Companiei Naționale de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica"- SA, începând cu data de 13 decembrie 2016.
HAGOA nr. 5/ 30.08.2016
- Se aleg în calitatea de membri ai Consiliului de Supraveghere domnii Dorin Alexandru BADEA si Manuel COSTESCU

Anexa 2 - Contractele importante încheiate de societate în anul 2016

Nr. Contract	Obiectul Contractului	Durata	Tip contract	Procedură	Valoare semnare în lei
C 57/2012 AA 10	Act adițional nr. 10 la contractul C 57/2012 "servicii/lucrări strategice în instalațiile din gestiunea Transelectrica"	Durata : 6 luni	Servicii	Negociere fără anunț de participare	42.998.419
C 199/2016	Retehnologizarea stației 220/110kV Turnu Severin Est	Durata : 32 luni	Lucrări	Licitație deschisă	42.660.000
C 174/2016	Retehnologizarea stației 400kV Isaccea – Înlocuire bobine compensare, celule aferente și celula 400kV Stupina	Durata : 32 luni	Lucrări	Licitație deschisă	30.498.360
C 14/2016	Achiziție echipamente primare de medie și înaltă tensiune (acord cadru)	Durata : 36 luni	Furnizare	Licitație deschisă	28.733.500
C 216/2016	Modernizare Stația electrică de transformare 220/110/20 kV Arefu	Durata : 36 luni	Lucrări	Licitație deschisă	24.171.705
C 99/2016	Modernizare stația 220/110kV Dumbrava	Durata : 36 luni	Lucrări	Licitație deschisă	20.500.000
C 259/2016	Modernizare Stația electrică de transformare 220/110kV Râureni	Durata : 24 luni	Lucrări	Licitație deschisă	16.856.207
C 117/2016	Înlocuire componente sistem EMS SCADA AREVA – componenta software	Durata : 24 luni	Servicii	Negociere fără anunț de participare	10.982.383

Anexa 3 - Lista filialelor Transelectrica

Societatea Comercială Operatorul Pieței de Energie Electrică "OPCOM" SA J40/ 7542/ 2000 Bucureşti, Bulevardul Hristo Botev nr. 16-18, sector 3, cod 030236, www.opcom.ro;
Societatea Comercială pentru Servicii de Mentenanţă a Reţelei Electrice de Transport "SMART" SA – J40/ 8613/ 2001 – Bucureşti, Bulevardul General Gheorghe Magheru nr. 33, sector 1, cod 010325,

www.smart-sa.ro;

Societatea Comercială pentru Servicii de Telecomunicaţii și Tehnologia Informaţiei în Reţele Electrice de Transport "TELETRANS" SA – J40/ 12511/ 2002 – Bucureşti, Bulevardul Hristo Botev nr. 16-18, sector 3, cod 030236, www.teletrans.ro;
Societatea Comercială de Formare a Energeticienilor din România "FORMENERG" SA J40/ 2265/ 2002 – Bucureşti, Bulevardul Gheorghe Șincai nr. 3, sector 4, cod 040311, www.formenerg.ro;
Societatea Comercială Filiala "ICEMENERG SERVICE" SA J40/ 11414/ 2003 Bucureşti, Bulevardul Energeticienilor nr.8, sectorul 3, cod 032092, www.icemenerg-service.ro

Lista persoanelor afiliate societăţii comerciale

1. Filialele Companiei:
OPCOM;
TELETRANS;
SMART;
FORMENERG;
ICEMENERG-SERVICE.
1. Toate Societăţile cu capital majoritar de stat, cu care Compania încheie contracte reglementate pe piața de energie.

Toate contractele încheiate cu persoanele afiliate, cu valoare mai mare de 50.000 euro, au fost raportate prin Rapoarte Curente, conform prevederilor legale.

Anexa 4 - Litigii

La data de 31.12.2016, Compania era implicată în următoarele litigii, cu o valoarea mai mare de 100.000 euro (454.110 lei la cursul BNR):

	Nr. și data dosar	Parți în litigiu și calitatea	Obiectul dosarului	Valoarea în litigiu	Termene de judecată/soluție
1	7238/120/2012	Debitoare: SC ECO Energy SRL Creditoare: Transelectrica	Procedura insolvenţei Societăţi pe acţiuni – la cerere debitoarei	Înscriși în tabelul creditorilor cu suma de 24.736.065,84 lei	T: 13.03.2017
2	41911/3/2014 41911/3/2014*	Reclamant: Transelectrica Pârât I.: SC Gallup Organization Romania SRL Pârât II.: Stelian Baicusi și alții	Pretenții	4.958.587,72 lei	Soluția pe scurt: Admite excepția necompetenței funcționale a secției a VIII-a a Tribunalului București. Înaintează dosarul registraturii secțiilor civile a Tribunalului București. Fără cale de atac. Pronunţată în şedinţă publică, astăzi 19.02.2015. Doc.: Încheiere (dezinvestire) 19.02.2015 17.10.2016 Respinge cererea de chemare în judecată față de pârât The Gallup Organization Romania SRL ca neîntemeiată. Admite excepția inadmisibilitatii cererii față de pârâții Stelian Alexandru Iuliu Gal și Adrian Baicu și Măciuceanu Mihaela. Respinge cererea. Admite în parte cererea de cheltuieli de judecată formulată de The Gallup Organization Romania SRL și obligă reclamanta la plata sumei de 12.500 lei cheltuieli de judecată reprezentând onorariu avocat către această pârâtă. Respinge în rest cererea ca neîntemeiată, cu apel în 30 zile de la comunicare. Cererea de apel se depune la Tribunalul București sectia a VI-a civilă. Pronunţată în şedinţă publică Document: Hotarâre 6508/2016 17.10.2016
3	17284/3/2015	Reclamant: SC Dagesh Rom SRL Pârât: Transelectrica	Pretenții	2.784.950 lei + 168.500 lei	T: 15.11.2016. Respinge cererea - Soluția pe scurt: 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, azi 15.11.2016. Hotarâre 7230/2016

	Nr. și data dosar	Parți în litigiu și calitatea	Obiectul dosarului	Valoarea în litigiu	Termene de judecată/soluție
4	873/1259/2008	Creditor: DGFP, Transelectrica Debitor: SC Termoficare 2000 Pitești SA	Procedura insolvenţei	Cerere de inscriere in tabelul creditorilor cu suma de 641.673,13 lei	Termen pentru continuarea procedurii (de reorganizare): 03.05.2017
5	29322/3/2014	Debitoare în insolvență: SC ENNET GRUP SRL Creditoare: Transelectrica	Procedura insolvenţei	Cerere de înscriere în tabelul creditorilor cu suma de 3.277.527,03 lei	T: 03.04.2017
6	47478/3/2012 170/3/2014 47478/3/2012*/a1	Debitoare în insolvență: SC PETPROD SRL Creditoare: Transelectrica	Procedura insolvenţei Societăţi pe acţiuni – la cerere debitoarei	24.013.312,82 lei	Înscriși la masa credală a debitoarei S.C. PETPROD S.R.L., cu suma de 24.013.312,82 lei din care 11.595.501,88 lei în categoria "suma admisă sub condiție", cu mențiunea faptului că "suma admisă sub condiție face obiectul litigiului din dosarul 49.134/3/2012, aflat pe rolul Tribunalului București." Termen: 07.03.2017
7	5302/2/2013	Pârât: Transelectrica, ANRE Reclamant: Conaid Company	Contencios administrativ Constatare refuz nejustificat de a încheia și semna act adițional și/ sau contract de racordare la RET, obligarea la semnare act adițional și/sau contract de racordare la RET	Obligarea la plata sumelor de 722.756.000 euro, reprezentând profit nerealizat conform plan de afaceri și 17.419.508,07 lei – cheltuieli efective înregistrate în contabilitate	În temeiul art. 413 alin. 1 pct. 1 din Codul de procedură civilă, suspendă judecarea cauzei. Cu recurs pe toată durata suspendării. Cererea de recurs se depune la Curtea de Apel Bucureşti. Pronunţată în şedinţă publică, azi, 24 iunie 2014. Document: Încheiere - Suspendare 24.06.2014. Soluție: Admitere recurs - Admitere recurs - cu casare - Dispune rejudecarea Detalii soluţie: Decizia nr. 2148/29.06.2016. Respinge excepţiile invocate de recurenta-reclamantă S.C. 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 a 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 S.C. Conaid Company S.R.L., prin administrator judiciar RVA Insolvency Specialists SPRL şi de intervenienta S.C. 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

	Nr. și data dosar	Parți în litigiu și calitatea	Obiectul dosarului	Valoarea în litigiu	Termene de judecată/soluție
					Transport a 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, astăzi 29 iunie 2016.
8	8207/62/2011	Debitoare în insolvență: CET SA Brasov Creditoare: Transelectrica	Procedura insolvenţei	Înscriși în tabelul creditorilor cu suma de 4.303.741,44 lei	T: 04.05.2017
					T: 06.12.2012
	22846/301/2012 49134/3/2012 disjuns Reclamant : Petprod SRL 3198/2/2015 Pârât : Transelectrica Reînregistrat în rejudecare cu nr.44223/3/2016		Pretenții	11.328.252,77 lei	Soluție: Admite excepţia necompetenței materiale a instanţei. Declină competenţa de soluţionare a cauzei în favoarea Tribunalului Bucureşti. . Irevocabila. Pronunţată în şedinţă publică azi, 06.12.2012.
					T: 26.09.2013
					Soluția: Respinge ca neîntemeiată excepţia inadmisibilităţii. Admite excepţia prematurităţii cererii principale. Acordă termen la 7.11.2013, cu citarea părţilor. Cu apel odată cu fondul.
					T: 28.11.2013
9					Soluția: Respinge cererea principală ca prematur formulată. Admite în parte cererea reconvenţională. Obligă reclamanta pârâtă Petprod la plata către pârâta reclamantă Transelectrica a sumei de 21.701.281, 92 lei. Obligă reclamanta pârâtă la plata către pârâta reclamantă Transelectrica a sumei de 221.128,82 lei, cheltuieli de judecată. Cu apel în 15 zile de la comunicare.
					T: 26.05.2015
					Soluția: Admite apelul formulat de apelanta S.C. PETPROD S.R.L. împotriva încheierii din 26.09.2013. Anulează încheierea apelată în parte şi trimite cauza spre rejudecare aceleiaşi instanţe pentru soluţionarea cererii principale. Menţine celelalte dispoziţii ale încheierii. Disjunge judecarea apelurilor formulate de părţi împotriva sentinţei civile nr.6799/2013 pronunţată de Tribunalul Bucureşti - Secţia a VI-a Civilă. În baza art.36 din Legea nr.85/2006. Suspendă judecarea apelurilor formulate de părţi împotriva sentinţei civile nr.6799/2013. Definitivă. Cu drept de recurs în termen de 15 zile de la comunicare.
				Declarat recurs
					Soluția: În baza art.36 din Legea nr.85/2006. Suspendă judecarea apelurilor formulate de părţi împotriva sentinţei civile nr.6799/2013. Definitivă. Cu drept de recurs în termen de 15 zile de la comunicare.

	Nr. și data dosar	Parți în litigiu și calitatea	Obiectul dosarului	Valoarea în litigiu	Termene de judecată/soluție
					T : 20.09.2016 – CAB mentine suspendarea T : 08.03.2017 T: 27.11.2015
10	8307/121/2013	Reclamant : Transelectrica Pârât : Arcelormittal Galati	Fond – pretentii 1.041.115,92lei reprezentând contravaloarea penalităţilor de întârziere calculate în perioada 31.10.2010- 31.12.2011 aferente debitului principal în valoare de 6.109.835,19 lei		Soluția: Admite în parte acțiunea având ca obiect "pretenţii" formulată de reclamanta Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA în contradictoriu cu pârâta SC. Arcelor Mittal Galaţi SA și în consecintă: -obligă pârâta la plata către reclamantă a sumei de 1.041.115,92 lei reprezentând contravaloarea penalităţilor de întârziere calculate în perioada 31.10.2010- 31.12.2011 aferente debitului principal în valoare de 6.109.835,19 lei. Respinge acţiunea în pretenţii cu privire la suma de 2.291.858,28 lei, ca fiind prescrisă; obligă pârâta la plata către reclamantă a sumei de 16.826,68 lei reprezentând cheltuieli de judecată. Cu apel în termen de 30 zile de la comunicare. Cererea de apel se depune la Tribunalului Galați sub sancțiunea nulității. Termen pronuntare: 24.03.2016 Decizia civilă nr. 68/A Respinge ca nefondat apelul declarat de reclamanta Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA Bucureşti, împotriva încheierii de şedinţă din data de 30.10.2015 şi a sentinţei civile nr. 372/27.11.2015, ambele pronunţate de Tribunalul Galaţi. Cu recurs. T:24.03.2016 Decizia civilă nr. 68/A Respinge ca nefondat apelul declarat de reclamanta Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA Bucureşti, împotriva încheierii de şedinţă din data de 30.10.2015 şi a sentinţei civile nr. 372/27.11.2015, ambele pronunţate de Tribunalul Galaţi. Cu recurs. T: 17.01.2017 Admite în principiu recursul declarat de recurenta-reclamantă Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA împotriva deciziei civile nr. 68/A din 24.03.2016, pronunţată de Curtea de Apel Galaţi - Secţia I Civilă. Fixează termen pentru soluţionarea recursului la 28.03.2017. Se vor cita părţile.

					Termene
	Nr. și data dosar	Parți în litigiu și calitatea	Obiectul dosarului	Valoarea în litigiu	de judecată/soluție
11	53186/3/2011	Debitoare în insolvență: ALSO ENERG Creditoare: Transelectrica	Procedura insolvenţei	Cerere de înscriere în tabelul creditorilor cu suma de 7.177.245,74 lei	T: 10.10.2012 Soluția: În baza art. 131 din legea 85/2006, dispune închiderea procedurii de insolvență împotriva societății debitoare SC ALSO ENERG SRL - sector 3, Bucureşti, STR.MORILOR, nr. 11, ap. cam.3. În baza art. 135 din lege, sentința de închidere a procedurii va fi notificată D.G.F.P.M.B. pentru efectuarea mențiunii. Dispune radierea societății debitoare de la ORCB. Dispune plata către lichidatorul judiciar Manta și Asociații SPRL a sumei de 2.060 lei fără TVA reprezentând remunerație/cheltuieli de procedură din fondul special de lichidare prevăzut de art 4 alin 4 din legea 85/2006. Cu recurs in 7 zile de la comunicare. Pronuntata in sedinta publica, azi, 10.10.2012. Lichidata si radiata.
12	24021/3/2008	Debitoare în insolvență: SC Imobiliar Construct SRL Creditoare: Transelectrica	Procedura insolvenţei	Cerere de înscriere în tabelul creditorilor cu suma de 938.299,30 lei	T: 24.04.2012 Soluția: Aprobă Raportul final de activitate iar în baza art. 132 alin. 2 din Legea 85/2006 închide procedura insolvenţei împotriva debitorului SC Imobiliar Construct SRL. Radiază societatea debitoare din Registrul Comerţului Ilfov. În baza art.135 din lege sentinţa de închidere a procedurii va fi notificată Directiei generale a finantelor publice Ilfov si Oficiul Registrului Comertului Ilfov, pentru efectuarea menţiunii. Cu recurs în 7 zile de la comunicare. Lichidata si radiata.
13	3372/2/2014 despăgubire DISJUNS DIN DOS.5302/2/2013	Reclamant : Conaid Company Pârât : Transelectrica, ANRE	Contencios administrativ Constatare refuz nejustificat de a încheia și semna act adițional și/ sau contract de racordare la RET, obligarea la semnare act adițional și/sau contract de racordare la RET	Obligarea la plata sumelor de 722.756.000 euro, reprezentând profit nerealizat conform plan de afaceri și 17.419.508,07 lei – cheltuieli efective înregistrate în contabilitate	T: 24.06.2014 Soluția: În temeiul art. 413 alin. 1 pct. 1 din Codul de procedură civilă, suspendă judecarea cauzei. Cu recurs pe toată durata suspendării. Cererea de recurs se depune la Curtea de Apel Bucureşti.
14	5595/120/2010	Reclamant : Transelectrica Pârât: SC Eco Energy SA	Pretenții	16.604.203,24 lei	T: 26.09.2014 În temeiul disp. art. 36 din Legea nr. 85/2006, suspendă judecarea cauzei.

	Nr. și data dosar	Parți în litigiu și calitatea	Obiectul dosarului	Valoarea în litigiu	Termene
					de judecată/soluție
15	40814/3/2014	Reclamant : OPCOM SA Pârâta: Transelectrica	Pretenții	582.086,31 Euro (2.585.161,72 lei) + 84.867,67 lei dobândă	T: 24.07.2015 Soluția: Admite 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. Obligă 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. Obligă pârâta la plata către reclamantă a sumei de 37.828,08 lei, cu titlu de cheltuieli de judecată. Cu drept de apel în termen de 30 zile de la comunicare. Cererea de apel se depune la Tribunalul Bucureşti – Secţia a VI-a Civilă. Termen: 10.10.2016 Solutia pe scurt: Admite apelul. Schimbă in tot sentinta civilă apelată in sensul că respinge ca neintemeiată cererea de chemare in judecată. Obligă intimata reclamantă la plata cheltuielilor de judecată către apelanta parată in suma de 16129,49 lei, reprezentand taxa judiciara de timbru. Cu recurs in 30 de zile de la comunicare. Pronuntata in sedinta publica.
16	1284/101/2015 24206/3/2015	Reclamant: RAAN Pârât: Transelectrica	Pretenții	11.637.439,66 lei	T: 22.05.2015 Soluția: Admite excepția necompetenței teritoriale. Declină competența de soluționare în favoarea Tribunalului Bucureşti, Sectia a VI-a Civilă. Fără cale de atac. T: 03.11.2015 Soluția: Admite cererea, astfel cum a fost completată. Obligă pârâta la plata către reclamantă a sumei de 17.805.680,17 lei, reprezentând contravaloare bonus şi penalităţi. Respinge cererea de acordare a cheltuielilor de judecată formulată de reclamantă ca neîntemeiată. Cu apel în 30 zile de la comunicare. Apelul se depune la Tribunalul Bucureşti - Secţie a VI-a Civilă. T: 12.01.2017
17	7566/101/2014 26024/3/2015	Reclamant: RAAN Pârât: Transelectrica	Pretenții	10.048.628,86 lei	T: 04.02.2015 Soluția: Admite acțiunea. Cu apel în 30 de zile de la comunicare. T: 30.06.2015 Soluția: Admite apelul. Anulează sentinţa şi trimite cauza spre soluţionare la Tribunalul Bucureşti - Secţia a VI-a Civilă. Definitivă. T: 28.11.2016 Soluția: Suspendă cauza conf. art. 413 (1) NCPC rap. la art. 411 (1) NCPC. Cu recurs conf. art. 414 (2) NCPC. Pronunţată în şedinţă publică.
18	4569/107/2015	Reclamant: Transelectrica Pârât: ROMENERGY INDUSTRY	Pretenții	11.881.453,01 LEI	T: 09.06.2016 Soluția: Admite acţiunea civilă formulată de reclamanta CNTEL Transelectrica SA

		Parți în litigiu și calitatea	Obiectul dosarului	Valoarea în litigiu	Termene
	Nr. și data dosar				de judecată/soluție
		SRL			cu adresa de corespondenţă pentru comunicarea actelor de procedură în Bucureşti împotriva pârâtei SC Romenergy Industry SRL şi în consecinţă: obligă pârâta să plătească în favoarea reclamantei suma de 10.608.353,71 lei cu - titlu de pretenţii. - obligă pârâta să plătească în favoarea reclamantei suma de 122419,53 lei, cu titlu de cheltueli judiciare. Cu apel în 30 zile de la comunicare. Pronunţată în şedinţa din data de 9 iunie 2016 în condiţiile art. 396 Cod pr. civilă.
19	4486/121/2015	Reclamant: Transelectrica Pârât: SC ARCELORMITTAL GALAŢI SA	Pretenții	2.671.266,50 lei	T: 01.04.2016 Soluție: Admite excepţia prescripţiei numai cu privire la penalităţile de întârziere calculate pentru perioada 01.01.2012-23.03.2012, inclusiv, incluse în factura nr.13760/26.11.2014. Respinge excepţia inadmisibilităţii, ca nefondată. Admite, în parte, cererea de chemare în judecată. Obligă pârâta la plata către reclamantă a sumei de 2656221,60 de lei reprezentând contravaloare facturi penalităţi. Respinge restul pretenţiilor. În baza art.453 C.proc.Civ. , obligă pârâta la plata către reclamantă a sumei de 30167,22 de lei cu titlu de cheltuieli de judecată. Cu apel în 30 de zile de la comunicare. Pronunţată în şedinţă publică astăzi. T: 13.05.2016 Soluție: În baza art.442 C.proc.civ. îndreaptă eroarea materială strecurată în sentinţa civilă nr.113/01.04.2016 a Tb Galaţi în sensul că în loc de suma de 2.656.221,60 de lei , la plata căreia a fost obligată pârâta, cu titlu de contravaloare facturi penalităţi, se va trece corect suma e 2.468.419 lei şi în loc de suma de 30.167,22 de lei, reprezentând cheltuieli de judecată, la plata cărora a fost obligată pârâta, se va trece corect suma de 28.289,19 lei. Cu apel în 30 de zile de la comunicare. T: 26.09.2016 Declarat apel: DEC. CIV. NR. 151/A Respinge ca nefondate apelurile declarate împotriva sentinţei civile nr. 113/2016 şi a Încheierii din 13.05.2016 din dosar 4486/121/2015 al Tribunalului Galaţi -Secţia a II-a Civilă. Declarat recurs Cauza se află în procedură de filtru. Primul termen de judecată urmează a fi alocat ulterior.
20	43152/3/2014	Debitoare în insolvență: SC ICPE Electrocond SA Creditoare : Transelectrica SA	Procedura insolvenţei	Cerere de înscriere în tabelul creditorilor cu suma de 2.705.330,98 lei	T: 24.04.2017
21	6473/111/2013	Debitoare în insolvență: SC Electrocentrale Oradea	Procedura insolvenţei	Cerere de înscriere în tabelul	Termen pentru continuarea procedurii (de reorganizare): 03.05.2017

					Termene
	Nr. și data dosar	Parți în litigiu și calitatea	Obiectul dosarului	Valoarea în litigiu	de judecată/soluție
		Creditoare : Transelectrica SA		creditorilor cu suma de 641.673,13 lei
22	1867/90/2010	Debitoare în insolvență: SC Total Electric Oltenia SA Creditoare : Transelectrica SA	Procedura insolvenţei Societăţi pe acţiuni – la cererea debitoarei	Înscriși în tabelul creditorilor 14.085.415,27	T: 15.03.2017
23	6657/2/2012	Reclamant : Transelectrica SA Pârâti : Agenția națională de administrare fiscală-Direcția generală de administrare a marilor contribuabili ; Agenția națională de administrare fiscală-Direcția generală de soluționare a constestațiilor	Contencios administrativ şi fiscal	43.487.408 lei	T: 30.04.2014 Soluție: Respinge acţiunea ca neîntemeiată. Cu recurs în 15 zile de la comunicare. T: 16.06.2016 Declarat recurs. Soluția : Admite cererea şi repune pe recurenta-reclamantă în termenul de declarare a recursului. Respinge recursul declarat de Compania Naţională de Transport Transelectrica împotriva Sentinţei nr.1365 din 30 aprilie 2014 a Curţii de Apel Bucureşti - Secţia a VIII-a contencios administrativ şi fiscal, ca nefondat. Irevocabilă. Pronunţată în şedinţă publică.
24	18499/3/2013	Reclamant: Popescu Mina Pârât: Transelectrica SA	Pretentii	1.500.000 lei	T: 24.11.2015 Soluția: Respinge cererea de suplimentare a probatorului cu expertiza tehnică evaluatoare ca neutilă cauzei. Califică excepţiile lipsei calităţii procesuale active, lipsei calităţii procesuale pasive şi inadmisibilităţii ca fiind apărări de fond. Respinge acţiunea ca neîntemeiată. Cu drept de apel în termen de 30 de zile de la comunicare.
25	3269/3/2015	Reclamant : Transelectrica Pârât SC Societatea pentru servicii de mentenanta a retelei electrice de transport "SMART" SA	Pretenții	566.773,42 lei	T: 25.11.2015 Soluția: În temeiul art.242 alin.1 C.pr.civ. suspendă judecata cauzei. Cu drept de recurs la instanţa ierarhic superioară pe toată durata suspendării; recursul se depune la Tribunalul Bucureşti – Secţia a VI-a Civilă. T: 09.09.2016 Soluția: Respinge recursul, ca nefondat. Definitivă.Pronuntata in sedinta publică. T: 26.10.2016 Soluția: continuarea judecatii Tribunalul Bucuresti. T: 23.11.2016 Respinge cererea de redeschidere a judecăţii ca neîntemeiată. Cu drept de recurs pe toată durata suspendării; recursul se depune la Tribunalul Bucureşti Secţia a VI-a Civilă. Pronunţată în şedinţă publică.
26	2033/111/2007 2033/111/2007*	Recurent-reclamant : Transelectrica prin Statul Român + Transelectrica prin Sucursala Cluj Intimat-intervenient : Mihes	Apel Expropriere Legea 33/1994	Expropriere Legea 33/1994 Despăgubiri 275.310 EURO	T: 26.04.2016 Soluția pe scurt: Admite ca fondat apelul civil introdus de apelanţii - pârâţi Meşter Traian şi Meşter Lavinia Eugenia şi cererea de aderare la apel formulată de reclamanta C.N.T.E.E "TRANSELECTRICA" – S.A. BUCUREŞTI prin C.N.T.E.E. -

Nr. și data dosar	Parți în litigiu și calitatea	Obiectul dosarului	Valoarea în litigiu	Termene de judecată/soluție
	Cristian Radu, Mihes Marius Tudor, Popa Florica Loredana, Corb Erika, Luca Ionuț-Bogdan, Luca Viorica, Recurent Pârâți : Mester Lavinia Eugenia, Mester Traian Recurent : Parchetul de pe lângă Curtea de Apel Oradea			"TRANSELECTRICA" – S.A. – SUCURSALA DE TRANSPORT CLUJ, în reprezentarea Statului Român în contradictoriu cu intimaţii intervenienţi Luca Viorica, Luca Ionuţ-Bogdan, Miheş Cristian Radu din Oradea, Miheş Marius-Tudor, Popa Florica-Loredana şi Corb Erika, împotriva sentinţei civile nr. 628 din 20 septembrie 2007 pronunţată de Tribunalul Bihor, pe care o schimbă în parte în sensul că: Constată că imobilul în natură reprezentând teren arabil extravilan în suprafaţă de 636 mp, cu nr. cadastral nou 12779 format din nr. cadastral vechi 8630/19 înscris în CF NDF 7648 Oradea proprietatea pârâţilor este afectat de construcţia liniei electrice transeuropene LEA 400 Kw Oradea – Bekecsaba – stâlp Dispune exproprierea pentru utilitate publică de interes naţional a acestui imobil în suprafaţă de 636 mp în loc de 50 mp. şi stabileşte cuantumul despăgubirilor la suma de 5088 euro în loc de 477 euro, sumă plătibilă în lei la cursul oficial de schimb la data plăţii efective. Dispune întabularea dreptului de proprietate a Statului Român în cartea funciară pentru suprafaţa de 636 mp aferent imobilului mai sus-menţionat cu titlul de expropriere în loc de 50 mp. Admite cererile de intervenienţie în interesul apelanţilor Meşter Traian şi Meşter Lavinia Eugenia, formulate intervenienţii accesorii: LUCA VIORICA, LUCA IONUŢ-BOGDAN, MIHEŞ CRISTIAN RADU, MIHEŞ MARIUS-TUDOR, POPA FLORICA-LOREDANA şi CORB ERIKA. Menţine restul dispoziţiilor sentinţei apelate. Obligă apelanta reclamantă COMPANIA NAŢIONALĂ DE TRANSPORT A ENERGIEI ELECTRICE "TRANSELECTRICA" – S.A. BUCUREŞTI, prin C.N.T.E.E. - "TRANSELECTRICA" – S.A. – SUCURSALA DE TRANSPORT CLUJ să plătească părţii intimate interveniente Luca Viorica suma de 1500 lei, cheltuieli de judecată în apel. DEFINITIVĂ. Cu recurs în 15 zile de la comunicare. Pronunţată în şedinţa publică. Declarat recurs T: 27.10.2016 Decizia nr. 2055:Respinge excepţia nulităţii recursului declarat de recurenţii-pârâţi Meşter Lavinia Eugenia şi Meşter Traian. Admite recursurile declarate de recurenta - reclamantă Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "TRANSELECTRICA" S.A. Bucureşti în reprezentarea Statului Român şi de recurenţii-pârâţi Meşter Lavinia Eugenia şi Meşter Traian împotriva deciziei nr. 375 din 26 aprilie 2016, pronunţată de Curtea de Apel Oradea- Secţia I civilă. Casează decizia atacată şi trimite cauza, spre rejudecare, aceleiaşi instanţe de apel. Irevocabilă.

	Nr. și data dosar	Parți în litigiu și calitatea	Obiectul dosarului	Valoarea în litigiu	Termene de judecată/soluție
27	17688/3/2015	SC PETPROD SRLcontestator Transelectrica SA - creditor	contestaţie la tab.prelim.imp.cr. TRANSELECTRICA SA (PETPROD SRL)		T: 07.03.2017
28	17287/3/2015	SC PETPROD SRL - debitor Transelectrica SA - contestator	contestaţie la tabelul preliminar (compania nat.de transp.al energiei electrice transelectrica sa)		T: 07.03.2017
29	13956/3/2016	SC Proiect Consulting SRL - Reclamanta COMPANIA NAŢIONALĂ DE TRANSPORT A ENERGIEI ELECTRICE TRANSELECTRICA SA : pârâtă	Pretenții – restituire garanție bună execuție, daune compensatorii, dobânzi	101.387,74 lei, cval. garanție bună execuție 8993,37 lei, dobânzi 394.335,63 lei, daune compensatorii	T: 20.09.2016 Respinge acțiunea, ca neîntemeiată. Pronunțată în ședința publică. Proiect Consulting a declarat recurs, care ne-a fost comunicat la data de 16.12.2016 pentru a formula întampinare în 30 de zile T: 13.01.2017
30	2177/99/2012/a40 2177/99/2012	CET SA Iași – debitoare în insolvență Transelectrica SA - Creditoare	Procedura insolvenţei	Înscriși în tabelul creditorilor cu suma de 1.935.308,24 lei	T : 01.02.2017
31	2183/115/2010	CET ENERGOTERM REȘITA SA– debitoare în insolvență Transelectrica SA - Creditoare	procedura insolvenţei	Înscriși în tabelul creditorilor cu suma de 1.516.714,71 lei	T: 09.03.2017
32	9089/101/2013/a 152	RAAN – debitoare în faliment Transelectrica SA - Creditoare	procedura falimentullui	Cerere de înscriere în tabelul creditorilor cu suma de 89.360.986,06 lei	T: 02.02.2017

	Nr. și data dosar	Parți în litigiu și calitatea	Obiectul dosarului	Valoarea în litigiu	Termene de judecată/soluție
33	4328/110/2013	CET SA Bacau – debitoare în insolvență Transelectrica SA - Creditoare	procedura insolvenţei	Cerere de înscriere în tabelul creditorilor cu suma de 1.484.636,78 lei	T: 25.05.2017
34	3843/121/2014	SC Electrocentrale Galati SA – debitoare in insolventa Transelectrica SA - Creditoare	procedura insolvenţei	Cerere de înscriere în tabelul creditorilor cu suma de 161.421,04 lei	T: 15.05.2017
35	20190/3/2015	Reclamant : Transelectrica Parat: SC Dagesh Rom SRL Parat: Adrian Baicusi	Pretenții	1.353.963,60 lei + dobânda	T: 06.05.2016 Soluția pe scurt: Suspendă cauza ptr neîndeplinirea obligaţiilor reţinute în sarcina reclamantei. Cu recurs pe toată durata suspendării. Pronunţată în şedinţă publică. T: 13.01.2017
36	3616/101/2014	Reclamant:RAAN Parat: Transelectrica	Pretenții	1.090.831,70 lei	T : 10.10.2014 Soluția pe scurt: Admite acțiunea. Obligă pârâta să plătească suma de 1090831,70 lei reprezentând contravaloarea facturii nr.1300215/31.12.2013 către reclamantă. Ia act că reclamanta nu a solicitat cheltuieli de judecată. Cu drept de recurs în termen de 15 zile de la comunicare, cerere ce se va depune la Tribunalul Mehedinţi. Pronunţată în şedinţa publică. T: 05.11.2015 Soluția pe scurt: DEC: A.R. Respinge apelurile ca lipsite de interes. Cu drept de recurs în termen de 30 de zile de la comunicare. Recursul se depune la Curtea de Apel Craiova. Declarat recurs T:21.03.2017
37	45397/3/2015	R: Transelectrica P: SOCIETATEA COMERCIALĂ OET - OBEDINIENI ENERGIINI TARGOVTSI OOD - SUCURSALA BUCUREȘTI	pretenții	637.206,01 lei	T: 24.06.2016 Soluția: Admite în parte excepţia de prescripţie. Admite în parte cererea de chemare în judecată. Obligă pârâta să plătească reclamantei suma de 636.842,31 lei. Obligă pârâta să plătească reclamantei suma de 9973,42 lei, cu titlu de cheltuieli de judecată. Cu apel în 30 zile de la comunicare. Apelul se depune la Tribunalul Bucureşti, Secţia a VI-a Civilă. Pusă la dispoziţia părţilor prin intermediul grefei.

	Nr. și data dosar	Parți în litigiu și calitatea	Obiectul dosarului	Valoarea în litigiu	Termene de judecată/soluție
					T: 28.07.2016 Soluția pe scurt: Admite cererea de îndreptare a erorii materiale. Dispune îndreptarea erorii materiale din considerentele şi dispozitivul sentinţei civile nr. 3956 din 24.06.2016 pronunţată de Tribunalul Bucureşti, Secţia a VI-a Civilă, în sensul că valoarea cheltuielilor de judecată la plata cărora a fost obligată pârâta este 13501,56 lei în loc de 9973,42 lei, cum din eroare s-a menţionat iniţial. Cu apel în 30 zile de la comunicare. Apelul se depune la Tribunalul Bucureşti, Secţia a VI-a Civilă. Pronunţată în şedinţă publică. Declarat apel
38	627/107/2016	R: Transelectrica P: ROMENERGY INDUSTRY SRL	pretenții	1.748.339,29 Lei	T: 21.09.2016 Soluția pe scurt: Suspendat cauză conform art. 75 din L.85/2014
39	7226/3/2016	Pârât : Energy Holding Reclamant : Transelectrica	Pretenții	1.073.561,72 lei	T: 16.09.2016 Soluția: Admite în parte cererea de chemare în judecată restrânsă şi modificată. Obligă pârâta să plătească reclamantei suma de 1050000 lei, cu titlu de preţ al serviciilor prestate conform facturii fiscale nr. 6080 din 23.11.2015 şi suma de 14129,79 lei cu titlu de penalităţi de întârziere. Obligă pârâta să plătească reclamantei suma de 14 916,48 lei, cu titlu de cheltuieli de judecată. Cu apel în 30 zile de la comunicare. Apelul se depune la Tribunalul Bucureşti, Secţia a VI-a Civilă. Declarare apel. T: 14.03.2017
41	9089/101/2013/a140	Reclamant: Transelectrica Parat: RAAN	Pretenții	86.513.430,37 lei	Soluție: Suspendat până la soluționarea dosarului 3014/2/2014, având ca obiect recurs – anulare decizie ANRE.

	Nr. și data dosar	Parți în litigiu și calitatea	Obiectul dosarului	Valoarea în litigiu	Termene de judecată/soluție
42	5194/97/2015	Complexul Energetic Hunedoara – debitoare in insolvență CNTEE Transelectrica SA - Creditoare	procedura insolvenţei	Cerere de înscriere în tabelul creditorilor cu suma de 4.951.622,65 lei	T: 23.06.2016 Cerere admisă de administratorul judiciar Euroinsol SPRL. Transelectrica a fost înscrisă în Tabelul preliminar cu o creanță în sumă de 4.951.822,65 lei datorată la data de 23.06.2016 – data deschiderii procedurii de insolvență. Curtea de Apel Alba Iulia a dispus casarea sentinței Tribunalului Deva privind deschiderea procedurii insolvenței. A fost depusă o nouă cerere de deschidere a procedurii de insolvență, a cărei soluționare este suspendată.
43	6606/3/2016	Sandu Leonard – reclamant Transelectrica - parata	Pretenții	424.485 lei	T: 19.07.2016 Soluție: Admite cererea. Obligă pârâta să plătească reclamantului suma de 424.485 lei reprezentând contravaloarea opţiunilor pentru acţiuni virtuale Transelectrica cu titlu de bonus performanţă, cu dobânda legală aferentă calculată de la data scadenţei:14.02.2014-până la data achitării efective. Obligă pârâta la 11.949 lei cu titlu de cheltuieli de judecată către reclamant. Cu apel în termen de 30 de zile de la comunicare.
44	1396/90/2016	Transelectrica – creditor CET Govora - debitor	Cerere înscriere la masa credală în TP	28.200.440,31 lei	Soluție: CNTEE Transelectrica SA a fost înscrisă în Tabelul preliminar cu o creanță în valoare totală de 28.200.440,31 lei, conform cererii formulate de compania noastră. Menționăm faptul că creanța în suma de 21.962.243,71 lei, reprezentând debit principal și penalități aferente facturii nr. 8116/08.04.2016, este înscrisă sub condiția suspensivă a pronunțării unei hotărâri judecatorești definitive în favoarea ANRE în dosarul nr. 2428/2/2014 aflat pe rolul Curții de Apel București, având ca obiect anularea deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014.
45	1196/93/2016	Transelectrica – reclamanta UGM Energy Trading - parata	Pretenții	3.422.293,07 lei	T: 20.09.2016 Soluția: În baza art.75 alin.1 din Legea nr.85 din 2014 privind insolvența constată intervenită suspendarea de drept a judecății.
46	1705/93/2016/A2	UGM Energy Trading SRL – debitor in insolventa	Pretenții	3.515.687,51 lei	T:29.06.2016 Soluția: deschidere procedură generală insolvență. T: 14.08.2016

	Nr. și data dosar	Parți în litigiu și calitatea	Obiectul dosarului	Valoarea în litigiu	Termene de judecată/soluție
					Soluția: termen depunere declarație creanță. A fost admisă creanța în cuantum de 3.515.687,51 lei, reprezentând contravaloarea facturilor emise de compania noastră, urmare prestării serviciilor în favoarea debitoarei UGM Energy Trading S.R.L., calculate până la 29.06.2016, data deschiderii procedurii generale a insolvenței au fost respinse creanțele în cuantum de 200 lei și 41.331,59 lei pretinse de Compania noastră cu titlu de taxe judiciare de timbru. Depunere contestație. T contestație: 09.02.2017
47	2088/107/2016	R: Transelectrica - creditor P: ROMENERGY INDUSTRY SRL - debitor	Cerere de înscriere la masa credală	16.112.165,18 lei	T: 30.06.2016 Soluția: deschidere procedură generală insolvență. T: 16.08.2016 Soluția: Admisă întreaga sumă. T: 12.09.2016 Soluția: Amână cauza: Fixează termen la 14.11.2016, orele 9:00, pentru soluţionarea apelului declarat împotriva încheierii de deschiderea procedurii falimentului, înregistrat la Curtea de Apel sub nr.2088/107/2016/a1, precum şi pentru întocmirea raportului privind cauzele şi împrejurările care au dus la starea de insolvenţă a debitoarei, pentru continuarea procedurii falimentului, întocmirea tabelului definitiv al creanţelor şi inventarierea bunurilor proprietatea debitoarei T: 22.05.2017
48	35304/3/2016	Debitor: Electrocentrale Bucuresti SA Creditor : Transelectrica SA	Cerere de înscriere la masa credală	2.286.832,15 lei (dc. Suma de 1.739.926,66 lei ce nu se compensează)	Soluția pe scurt: Admite cererea debitorului SC ELECTROCENTRALE BUCUREȘTI SA cu sediul în sector 6, Bucureşti, Splaiul Independenței, nr. 227, înregistrat în registrul comerţului de pe lângă Tribunalul București sub nr. J40/1696/2003, având Cod unic de înregistrare 15189596. În temeiul art. 71 alin. 1 din Legea nr. 85/2014 privind procedurile de prevenire a insolvenţei şi de insolvenţă deschide procedura generală împotriva debitorului SC ELECTROCENTRALE BUCUREȘTI SA. Fixează următoarele termene limită : a) termenul limită de depunere, de către creditori, a opoziţiilor la încheierea de deschidere a procedurii - 10 zile de la notificare, precum şi termenul de soluţionare a opoziţiilor, care nu va depăşi 5 zile de la data expirării termenului de depunere a

	Nr. și data dosar			Valoarea în litigiu	Termene
			Parți în litigiu și calitatea Obiectul dosarului		de judecată/soluție
					acestora; b) termenul limită pentru înregistrarea cererii de admitere a creanţelor asupra averii debitorului – 08.12.2016; c) termenul de verificare a creanţelor, de întocmire şi publicare în Buletinul Procedurilor de Insolvenţă a tabelului preliminar de creanţe –05.01.2017; d) termenul de definitivare a tabelului creanţelor – 02.02.2017; T: 19.01.2017
		Reclamant : Transelectrica			In procedura preliminară. Nu are termen de judecată fixat.
49	40958/3/2016	Parat:SOCIETATEA COMERCIALA SOCIETATEA PENTRU SERVICII DE MENTENANTA A RETELEI ELECTRICE DE TRANSPORT ,,SMART,, S.A.	Pretenții	2.797.095,21 lei, incluzând TVA + 1.211.694,26 lei accesorii

Anexa 5 - 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
"CCM"	Contractul colectiv de muncă încheiat la nivelul Societății
"CEE"	Comunitatea Economica Europeana
"CEE"	Centrala Electrică Eoliana
"CEF"	Centrala Electrică Fotovoltaică
"CET"	Centrala Electrică de Termoficare
"CHEAP"	Centrala hidroelectrica cu acumulare prin pompaj
"CNE"	Centrala nuclearo-electrică
"Companie", "CNTEE"	Compania Națională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica SA
"CPT"	Consum Propriu Tehnologic
"CS"	Consiliul de Supraveghere
"CSR"	Responsabilitate corporativă
"d. c."	Dublu circuit
"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
"EMS-SCADA"	Principala infrastructură pentru dispecerizare (Energy Management System – Supervisory Collection And Data Acquisition)
"ENTSO-E"	Rețeaua Europeană a Operatorilor de Transport și de Sistem pentru Energie Electrică
"ENS"	Energia nelivrată consumatorilor
"Euribor", "Libor", "Robor"	Ratele dobînzilor interbancare
"Formenerg"	Societatea Comercială de Formare a Energeticienilor din România FORMENERG SA
"Grup"	Societatea și filialele sale
"HG 627/ 2000"	Hotărârea Guvernului nr. 627/2000 privind reorganizarea Companiei Naționale de Electricitate - S.A., publicată în Monitorul Oficial nr. 357 din data de 31 iulie 2000
"HG"	Hotărâre a Guvernului
"Icemenerg Service"	Societatea Comercială Filiala "ICEMENERG-SERVICE" București, Filială a Companiei Naționale de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA
"IFRS"	Standardele Internaționale de Raportare Financiară
"ISO"	Operator de Sistem Independent
"ITO"	Operator de Transport Independent
"JPY"	Yenul japonez, moneda oficiala a Japoniei
"KPI"	Key Performance Indicator
"LEA"	Linii electrice aeriene

"Leu" sau "Lei" sau "RON"	Moneda oficiala a României
"MECRMA"	Ministerul Economiei Comerțului și Mediului de Afaceri
"MO"	Monitorul Oficial al României
"OG"	Ordonanță a Guvernului
"ONRC"	Oficiul Naţional al Registrului Comerțului
"OPCOM"	Operatorul Pieței de Energie Electrică din Romania OPCOM SA
"OTS"	Operatorul de transport și de sistem
"OUG"	Ordonanță de Urgenţă a Guvernului
"pa"	Per anum
"PCCB"	Piața Centralizată a Contractelor Bilaterale
"PCR"	Gruparea pe regiuni in funcţie de preţ (Price Coupling of Regions) agreată pentru viitorul model al Pieței Unice Europene de Energie Electrică
"PE"	Piața de Echilibrare
"PCI"	Proiecte de Interes Comun
"PZU"	Piața pentru Ziua Următoare
"RET"	Rețeaua Electrică de Transport, rețea electrică de interes național și strategic cu tensiunea de linie nominală mai mare de 110 kV
"SEN"	Sistemul Electroenergetic Național
"Smart"	Societatea Comercială pentru Servicii de Mentenanță a Rețelei Electrice de Transport SMART SA
"SSF"	Serviciul de sistem funcțional
"SST"	Serviciul de sistem tehnologic
"TEL"	Indicator bursier pentru Transelectrica
"Teletrans"	Societatea Comercială pentru Servicii de Telecomunicații și Tehnologia Informației în Rețele Electrice de Transport TELETRANS SA
"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

RAPORTUL ANUAL CONSOLIDAT

201 6

Prezentare 5
Date de identificare 8
Consolidarea situaţiilor Financiare10
Activităţi 11
Structuri de conducere 13
Raport financiar14
Situaţia poziţiei financiare 14
Contul de profit şi pierdere15
Fluxuri de trezorerie 16

PREZENTARE

¹ Conform OUG 86/ 2014 se autorizează Ministerul Economiei, Comerțului și Turismului să iniţieze şi să aprobe, după caz, toate operaţiunile şi demersurile necesare pentru trecerea acţiunilor deţinute de Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" - S.A. la Societatea "Operatorul Pieţei de Energie Electrica şi de Gaze Naturale OPCOM" - S.A. şi la Societatea de Formare a Energeticienilor din România FORMENERG - S.A. în proprietatea privată a statului şi administrarea Ministerului Economiei, Comertului si Turismului, cu respectarea prevederilor legale în vigoare.

În anul 2016 Filialele ce participă la perimetrul de consolidare (Smart și Teletrans) au demarat procedurile în vederea implementării principiilor de guvernanață corporativă, în conformitate cu reglementările OUG 109/2011 privind guvernanța corporativă în instituțiile publice. Astfel managerii recrutați, vor fi responsabilizați și remunerați conform planurilor de administrare și management (ce trebuie sa conțină structuri optime de administrare/ management) așa cum prevede OUG 109/2011. Prin implementarea principiilor guvernanței corporative se dorește eficientizarea activităţii celor două Filiale, Compania efectuând demersuri pentru ducerea la îndeplinire a obiectivelor asumate prin Planul de administrare al Companiei.

SMART

La 31 decembrie 2016, capitalul social este de 55.036 mii lei, din care 38.528 mii lei subscris și vărsat integral de Transelectrica. Rezultatele SMART sunt consolidate cu rezultatele financiare ale Companiei.
În urma adresei 165/13.01.2015 (înregistrată la Transelectrica sub nr.1552/14.01.2015) transmisă de către filială, structura acţionariatului începând cu data de 30.12.2014, în urma majorării de capital prin aport în natură cu valoarea terenurilor pentru care s-a obţinut certificat de atestare a dreptului de proprietate, este următoarea:
- o CNTEE Transelectrica SA 70,005% 3.852.860 acţiuni
- o Statul Român prin Ministerul Economiei, Comertului si Relatiilor cu Mediul de Afaceri 29,994% - 1.650.770 acţiuni.

TELETRANS

Acţiunile TELETRANS sunt deţinute 100% de către Transelectrica.
În baza Statutului şi a actelor normative aplicabile, Teletrans desfășoară activităţi de servicii de telecomunicaţii, având certificatul tip nr. 29056 emis de Autoritatea Naţională pentru Administrare şi Reglementare în Comunicaţii ("ANCOM") la 27.09.2010, supunându-se reglementărilor acestei instituţii publice, conform legii (OUG nr.79/ 2002).
Capitalul social la 31.12.2016 este de 6.874 mii lei, Transelectrica fiind acţionarul unic. Rezultatele Teletrans sunt consolidate cu rezultatele financiare ale Companiei.

FORMENERG

durată (pentru o saptamână sau două) în domeniile Achiziţii publice, Resurse umane, Finanţecontabilitate, Marketing şi comunicare, Exploatare, Mentenanţă, Strategie energetică, Gaze naturale, Informatică, Legislaţie, Autorizare electricieni etc.

Capitalul social este de 1.948 mii lei, vărsat integral, reprezentat prin 194.842 de acţiuni având o valoare nominală de 10 lei fiecare.

ICEMENERG – SERVICE

Capitalul social este de 493 mii lei, vărsat integral şi este reprezentat de 49.300 de acţiuni cu o valoare nominală de 10 lei.
Prin Ordinul Ministrului Economiei şi Comerţului nr. 855/10.12.2004 (privind instituirea procedurii de administrare specială şi de supraveghere financiară) începând cu data de 23.12.2004 la SC Filiala ICEMENERG – SERVICE SA a fost instituită procedura de administrare specială şi de supraveghere financiară în perioada de privatizare la SC Filiala ICEMENERG – SERVICE SA, filială a Transelectrica, în vederea stabilirii modului de administrare şi gestionare precum şi măsurile ce trebuie luate pentru accelerarea procesului de privatizare al societăţii.

OPCOM

OPCOM a fost înfiinţată în baza HG nr. 627/2000 privind reorganizarea Companiei Naţionale de Electricitate SA, ca filială al cărei acţionar unic este Transelectrica.

Capitalul social la 31 decembrie 2016 este de 8.100 mii lei subscris și vărsat integral.
- Principalele activități desfășurate de OPCOM sunt: organizarea, administrarea și supravegherea pieţelor centralizate de energie electrică și administrarea și supravegherea pieței centralizate din sectorul gazelor naturale.
Transelectrica nu exercită control direct efectiv asupra mecanismelor decizionale ale OPCOM, a cărei administrare este condusă potrivit reglementărilor stabilite de ANRE.

DATE DE IDENTIFICARE

OPCOM

Sediul social	București, Bd. Hristo Botev nr. 16-18, sector 3
Numărul de ordine în registrul comertului	J40 / 7542/ 2000
Codul Unic de Inregistrare	13278352
Capital social	8.100.000 lei împărţit în 810.000 acţiuni nominative cu o valoare nominală de 10 lei fiecare
Actionar unic	Transelectrica
Actul de înfiinţare	Hotărârea Guvernului nr. 627/ 2000

SMART

Sediul social	București, Bd. Gen. Gh. Magheru nr. 33, sector 1
Numărul de ordine în registrul comertului	J40/ 8613 / 2001
Codul Unic de Inregistrare	14232728
Capital social	55.036.300 lei, împărţit în 5.503.630 acţiuni nominative cu o
	valoare nominală de 10 lei fiecare
Acționari	Transelectrica – 70,005%
	Statul Roman – 29,995%
Actul de înfiinţare	HG nr. 710/ 2001 privind infiintarea filialei Societatea
	Comercială pentru Servicii de Mentenanță a Rețelei
	Electrice de Transport SMART SA prin reorganizarea unor
	activități din cadrul Companiei Naționale de Transport al
	Energiei Electrice Transelectrica SA

TELETRANS

Sediul social	București, Bd. Hristo Botev nr. 16-18, sector 3
Numărul de ordine în registrul comertului	J40/ 12511/ 2002
Codul Unic de Inregistrare	15061510
Capital social	6.874.430 lei, împărţit în 687.443 acţiuni nominative cu o valoare nominală de 10 lei fiecare
Actionar unic	Transelectrica
Actul de înfiinţare	Hotărârea AGA din data de 20.03.2002

FORMENERG

Sediul social	București, Bd. Gheorghe Șincai, nr. 3, sector 4
Numărul de ordine în registrul comertului	J40/ 2265/ 2002
Codul Unic de Inregistrare	14529126
Capital social	1.948.420 lei, împărţit în 194.842 acţiuni nominative cu o valoare nominală de 10 lei fiecare
Actionar unic	Transelectrica
Actul de înfiinţare	Hotărârea AGA Transelectrica nr. 33 din data de 19.11.2001

ICEMENERG SERVICE

Sediul social	București, Bd. Energeticienilor nr. 8, sector 3
Numărul de ordine în registrul comertului	J40 / 11414 / 2003
Codul Unic de Inregistrare	15689117
Capital social	493.000 lei, împărţit în 49.300 acţiuni nominative cu o
	valoare nominală de 10 lei fiecare
Actionar unic	Transelectrica
Actul de înfiinţare	HG nr. 2294/ 9.12.2004 privind aprobarea transferului pachetului de acțiuni deținut de Societatea Comercială Filiala Institutul de Cercetări și Modernizări Energetice – ICEMENERG SA București la Societatea Comercială Filiala ICEMENERG-SERVICE SA București către Compania Națională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica SA

CONSOLIDAREA SITUAŢIILOR FINANCIARE

Rezultatele generale ale activităţii Grupului la 31.12.2016 au fost următoarele:

Indicatori [mii lei]	TEL	SMART	TELETRANS	Ajustări consolidare	TOTAL
Venituri exploatare	2.723.998	75.184	42.082	(103.176)	2.738.088
Chelt. exploatare	(2.371.745)	(95.305)	(32.498)	103.176	(2.396.372)
Profit brut din exploatare	352.253	(20.121)	9.584	0	341.716
Rezultat financiar	(17.028)	(417)	(580)	(1.819)	(19.844)
Profit înainte de impozit	335.225	(20.538)	9.004	(1.819)	321.872
Profitul net	272.996	(20.538)	8.355	(1.819)	258.994

Sursa: Transelectrica

Indicatori [mii lei]	TEL	SMART	TELETRANS	Ajustări consolidare	TOTAL
Active imobilizate	3.291.857	59.930	6.890	(47.146)	3.311.531
Active circulante	1.950.789	42.890	33.112	(21.405)	2.005.386
TOTAL ACTIVE	5.242.646	102.820	40.002	(68.551)	5.316.917
Capitaluri proprii	3.092.569	56.012	33.748	(52.630)	3.129.699
Datorii totale	2.150.077	46.808	6.254	(21.405)	2.181.734
- Datorii TL	1.020.193	5.490	554	0	1.026.237
- Datorii TS	1.129.884	41.318	5.700	(21.405)	1.155.497
TOTAL CAP. PROPRII ȘI DATORII	5.242.646	102.820	40.002	(68.551)	5.316.917

Sursa: Transelectrica

Rezultatele generale ale activităţii grupului format din Companie şi cele două Filiale care se consolidează au fost următoarele:

Indicatori [mii lei]	2016	2015	2014	2013	'16/'15 [%]
Venituri totale	2.766.764	3.028.888	2.867.396	2.570.756	-8,7%
Cheltuieli totale	2.444.892	2.611.984	2.439.087	2.322.025	-6,4%
Profit brut	321.872	416.904	428.309	248.731	-22,8%
Profit net	258.994	346.105	353.392	206.432	-25,2%

ACTIVITĂŢI

În anul 2016, cele două Filiale incluse în consolidare au desfăşurat activităţi în conformitate cu domeniile lor principale de activitate, după cum urmează:

TELETRANS a desfăşurat activităţi după cum urmează:
- o servicii pentru activitatea de Tehnologia Informaţiei:
  - servicii oferite pentru clienţi corporativi din piaţa din România şi cerute de Transelectrica: servicii de tip outsourcing a administrării sistemelor informatice, administrare reţele informatice, sisteme şi aplicaţii informatice, elaborare aplicaţii informatice specifice clienţilor, proiectare şi realizare reţele informatice LAN, MAN şi WAN, proiectare şi implementare sisteme informatice, realizare de sisteme şi aplicaţii informatice care folosesc baze de date relaţionale, sisteme ERP, realizare de site-uri Internet, aplicaţii web-based, servicii suport, mentenanţă preventivă/corectivă pentru echipamente şi sisteme informatice, servicii de mentenanţă hardware şi software;
  - servicii IP oferite pe piaţa din România clienţilor de tip corporativ, furnizorilor de servicii de telecomunicaţii şi de Internet: servicii Internet bandă largă, suporturi fizice pentru acest tip de conectare;
- o servicii pentru activitatea de telecomunicaţii:
  - pentru Transelectrica: servicii în regim de Service Level Agreement (SLA) şi servicii în sistem de comandă;
  - pentru organisme guvernamentale şi pentru alţi clienţi de pe piaţa liberalizată de telecomunicaţii din România, prin servicii de linii închiriate, servicii de dark fiber, servicii de colocare şi servicii asociate acestora.
- o servicii pentru activitatea de Informatică de Proces:
  - mentenanţă sisteme/echipamente de informatică de proces;
  - management sisteme de informatică de proces;
  - elaborare şi implementare aplicaţii noi sau dezvoltări ale aplicaţiilor existente;
  - implementare şi punere în funcţiune de sisteme de informatică de proces;
  - integrarea în sistemul EMS/SCADA a noilor sisteme de comandă-control din staţiile electrice retehnologizate;
  - telecomanda/teleconducerea staţiilor electrice de la Dispecerul Energetic Teritorial (DET)/Dispecerul Energetic Naţional (DEN);
SMART a desfăşurat activităţi:
- o ca furnizor de servicii şi lucrări pentru:
  - mentenanţa instalaţiilor electroenergetice;
  - retehnologizări şi modernizări ale instalaţiilor electroenergetice.
- o ca furnizor de consultanţă şi proiectare,
  - pentru realizarea de produse specifice aferente instalaţiilor electroenergetice.

o de:
- montaj de aparataj primar (cu izolaţie în vid, SF6, ulei, aer);
- montaj de echipamente şi sisteme digitale pentru protecţii, măsură şi comandăcontrol;
- pozare şi conectare cabluri (de înaltă tensiune, de circuite secundare, de fibră optică);
- reglaje şi parametrizări ale echipamentelor numerice.
o de revizii tehnice, inspecţii tehnice, reparaţii curente, reparaţii capitale, intervenţii la evenimente accidentale şi expertizări, pentru clienţi din domeniul energetic şi nu numai, în principal asupra:
- instalaţiilor şi echipamentelor pentru transportul şi distribuţia energiei electrice de joasă, medie, înaltă şi foarte înaltă tensiune (750 kV inclusiv);
- echipamentelor şi circuitelor de protecţii, automatizări, măsură şi comandă-control pentru staţii electrice de transformare şi conexiune;
- transformatoarelor şi autotransformatoarelor de toate puterile şi tensiunile (până la 500 MVA şi 750 kV);
- liniilor electrice aeriene şi în cablu (de la 110 kV la 750 kV).

STRUCTURI DE CONDUCERE

Conducerea executivă a Filialelor a fost asigurată, pe parcursul anului 2016, de următoarele persoane:

SMART:

Cătălina DRAGOMIR	Director General
Adrian CORBU	Director General Adjunct I
Adriana FLOREA	Director General Adjunct II
Liviu PETRACHE	Director Directia Mentenanta si Dezvoltare
Veronica DRĂGOI	Director Directia Economica
Raul POPA	Director Directia Comercială

TELETRANS:

Bogdan Gabriel NEIDONI	Director General Adjunct, cu atribuţii de Director General
Claudiu Tudorel PREOTEASA	Director General Adjunct
Dan BORDEA	Director tehnic
Florin Nicolae MARZA	Director Economic
Mihail Ovidiu MIHĂILĂ	Director Departament Strategie, Programe, Comunicare și Relatii Internationale
Ovidiu CODREANU	Director Departament Tehnologia Informației
Clara MINDROC	Director Departamement Juridic și Contencios

ICEMENERG SERVICE:

Călin-Gruia NICULESCU	Director General
Constantin Ulmeanu	Director Economic

FORMENERG:

Dragoş FLORESCU	Director General
Marcel NICULESCU	Director Economic
Dominic Valentin COSTEA	Director Dezvoltare Profesională
Ioana VOICESCU	Director Marketing

OPCOM:

Victor IONESCU	Director General
Silvia FEDIUC	Director Economic
Luminiţa LUPULUI	Director, Tranzacții – Decontare Energie Electrică

RAPORT FINANCIAR

SITUAŢIA POZIŢIEI FINANCIARE

Situaţia consolidată a poziţiei financiare se prezintă astfel:

Indicatori [mii lei]	31.12.2016	31.12.2015	'16/'15
ACTIVE
Active imobilizate
Imobilizări corporale	3.254.345	3.426.423	-5,0%
Imobilizări necorporale	14.775	35.151	-58,0%
Alte investiţii	32.636	10.541	209,6%
Creante pe termeng lung	9.775	0
Total active imobilizate	3.311.531	3.472.116	-4,6%
Active circulante
Stocuri	45.475	46.194	-1,6%
Creante comerciale şi alte creanţe	864.332	729.338	18,5%
Alte active financiare	135.090	70.085	92,8%
Numerar şi echivalente de numerar	960.489	1.002.829	-4,2%
Total active circulante	2.005.386	1.848.495	8,5%
TOTAL ACTIVE	5.316.917	5.320.611	-0,1%
Capitaluri proprii
Capital social	733.031	733.031	0,0%
Prima de emisiune	49.843	49.843	0,0%
Alte rezerve	116.552	99.599	17,0%
Rezerve legale	57.627	56.368	2,2%
Rezerve din reevaluare	458.184	512.781	-10,6%
Rezultat reportat	1.714.462	1.608.506	6,6%
Total capitaluri proprii atribuibile proprietarilor Grupului	3.129.699	3.060.128	2,3%
Interese minoritare	5.484	11.645	-52,9%
Total capitaluri proprii	3.135.183	3.071.773	2,1%
Datorii pe termen lung
Venituri amânate pe termen lung	433.692	467.949	-7,3%
Imprumuturi pe termen lung	501.930	634.590	-20,9%
Datorii privind impozitele amânate	32.565	37.929	-14,1%
Obligaţii privind beneficiile angajaţilor	58.050	46.159	25,8%
Total datorii pe termen lung	1.026.237	1.186.627	-13,5%
Datorii curente
Datorii comerciale şi alte obligaţii	877.058	779.506	12,5%
Provizioane	55.274	43.416	27,3%
Alte impozite şi obligaţii pentru asig. sociale	12.291	8.694	41,4%
Imprumuturi pe termen scurt	155.548	180.694	-13,9%
Venituri amânate pe termen scurt	38.025	33.408	13,8%
Impozit pe profit de plată	17.301	16.493	4,9%
Total datorii curente	1.155.497	1.062.211	8,8%
Total datorii	2.181.734	2.248.838	-3,0%
TOTAL CAPITALURI PROPRII SI DATORII	5.316.917	5.320.611	-0,1%

CONTUL DE PROFIT ŞI PIERDERE

Situaţia contului de profit şi pierdere, la nivel de Grup, se prezintă astfel:

Indicatori [mii lei]	2016	2015	'16/'15
Venituri din exploatare, din care:	2.738.088	2.985.779	-8,3%
- Venituri din serviciul de transport	1.146.257	1.284.808	-10,8%
- Venituri din servicii de sistem	716.340	731.205	-2,0%
- Venituri din piaţa de echilibrare	814.080	923.035	-11,8%
- Alte venituri	61.411	46.730	31,4%

Cheltuieli din exploatare, din care:	(2.396.372)	(2.544.674)	-5,8%
- Cheltuieli pentru operarea sistemului	(230.757)	(231.851)	-0,5%
- Cheltuieli cu piaţa de echilibrare	(814.080)	(923.035)	-11,8%
- Cheltuieli cu serviciile de sitem tehnologice	(561.027)	(637.653)	-12,0%
- Amortizare	(331.433)	(327.336)	1,3%
- Cheltuieli cu personalul	(271.938)	(245.686)	10,7%
- Reparaţii şi mentenanţă	(28.913)	(19.350)	49,4%
- Cheltuieli cu materiale şi consumabile	(27.741)	(36.916)	-24,9%
- Alte cheltuieli de exploatare	(130.483)	(122.847)	6,2%

Profit din exploatare	341.716	441.104	-22,5%

Venituri financiare	28.676	43.110	-33,5%
Cheltuieli financiare	(48.520)	(67.310)	-27,9%
Rezultat financiar	(19.844)	(24.200)	-18,0%

PROFIT BRUT	321.872	416.904	-22,8%
Impozit pe profit	(62.878)	(70.799)	-11,2%
PROFIT NET	258.994	346.105	-25,2%
Rezultatul de bază şi diluat pe acţiune [lei/acţiune]	3,53	4,72	-25,2%

FLUXURI DE TREZORERIE

Situaţia fluxurilor de trezorerie, la nivel de Grup, se prezintă astfel:

Indicatori [mii lei]	2016	2015
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare
Profitul exerciţiului	258.994	346.105
Ajustări pentru:
Cheltuiala cu impozitul pe profit
Cheltuiala cu amortizarea	62.878 331.433	70.799 327.336
Cheltuieli cu pierderi de valoare privind creantele comerciale si alte
creante	32.739	33.616
Venituri din reversarea pierderilor de valoare privind creantele
comerciale si alte creante	(11.324)	(26.650)
Pierderea din vanzarea de imobilizari corporale, net	273	1.119
Cheltuieli nete cu ajustarile pentru deprecierea stocurilor	411	2.338
Ajustari de valoare privind imobilizarile corporale	18.805	22.467
Ajustari de valoare pentru provizioane	19.100	15.264
Cheltuieli cu dobanzile. veniturile din dobanzi si venituri nerealizate din
diferente de curs valutar	19.844	19.057
	733.152	811.451
Modificări în:
Creante comerciale si alte creante	(156.359)	327.728
Stocuri	308	345
Datorii comerciale si alte datorii	51.861	(187.776)
Alte impozite si obligatii pentru asigurari sociale	3.597	(1.682)
Venituri in avans	(29.640)	(57.801)
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare	602.919	892.265
Dobanzi platite	(25.390)	(31.011)
Impozit pe profit platit	(66.538)	(56.863)
Numerar net din activitatea de exploatare	510.992	804.391
Fluxuri de trezorerie utilizate în act. de investiţii
Achizitii de imobilizari corporale si necorporale	(142.730)	(243.910)
Dividende incasate	1.219	1.905
Dobanzi incasate	5.880	11.729
Alte active financiare	(65.005)	78.715
Numerar net utilizat in activitatea de investitii	(200.636)	(151.561)

Fluxuri de trezorerie utilizate în activ. de finanţare
Rambursari ale imprumuturilor pe termen lung	(162.486)	(196.387)
Rambursari ale imprumuturilor pe teren scurt	4.133	7.061
Dividende platite	(194.342)	(205.307)
Numerar net utilizat in activitatea de finantare	(352.695)	(394.633)
Creşterea netă a num. şi echivalentelor de numerar	(42.340)	258.196
Numerar şi echivalente de numerar la 1 ianuarie	1.002.829	744.633
Numerar şi echivalente de numerar la 31 decembrie	960.489	1.002.829

CNTEE TRANSELECTRICA SA

RAPORTUL CONSILIULUI DE SUPRAVEGHERE ASUPRA ACTIVITĂȚII DE ADMINISTRARE iulie – decembrie 2016

Structura corporativă

CONSILIUL DE SUPRAVEGHERE

La 31 decembrie 2016, componenţa Consiliului de Supraveghere ("CS" sau "Consiliul") al Transelectrica era următoarea:

Dragoș-Corneliu ZACHIA-ZLATEA – Președinte al Consiliului de Supraveghere are peste 34 de ani de experiență profesională.

În cei peste 33 de ani de experienţă în domeniul energetic a deţinut numeroase funcţii de conducere în cadrul S.C. Hidroelectrica S.A.: inclusiv cea de Director General și Membru Directorat.

Domnul Dragoș-Corneliu Zachia-Zlatea este licențiat al Facultăţii de Energetică – Hidroenergetică (1977-1982). De asemenea, dl. Zachia-Zlatea a urmat cursuri de specializare în diverse domenii (leadership şi conducerea schimbării, managementul riscurilor organizaţionale, arhitectura sistemelor EMSYS, etc), precum şi cursuri postuniversitare (management competitiv şi managementul calităţii sistemelor de energie) organizate atât în tară cât şi în străinătate.

Ovidiu-Petrişor Artopolescu – Membru în Consiliul de Supraveghere, are peste 33 de ani de experienţă profesională. Experienţa sa profesională cuprinde funcțiile de Director pentru Proiecte Complexe în cadrul Microsoft Central & Eastern Europe (mai 2007 – feb. 2009), General Manager, Acting General Manager, Enterprise & Partners Group Manager, Business Development Manager în cadrul Microsoft Romania, Project Manager și Quality Assurance Manager la IBM Romania și cercetător în cadrul Institutului pentru Tehnică de Calcul.

Anterior, a deţinut funcţia de Secretar de Stat în cadrul Ministerului Comunicaţiilor și Societăţii Informaţionale (mai - septembrie 2012).

Domnul Ovidiu Artopolescu este licențiat al Universității Politehnica București, Facultatea de Automatizări și Calculatoare (1981).

Radu Bugică – Membru în Consiliul de Supraveghere, are peste 27 de ani de experienţă profesională. În afara calităţii de membru în cadrul Consiliului de Supraveghere al Transelectrica, în prezent ocupă poziţia de Membru în cadrul Consiliului de Administraţie al Conpet SA (din octombrie 2013) și de Preşedinte al Consiliului de Administraţie/ reprezentant al Preşedintelui Consiliului de Administraţie al Covalact SA și Lactate Harghita SA, societăţi controlate de fondul de investiţii SigmaBleyzer SouthEast Europe Fund IV (din Iunie 2007, respectiv Iunie 2008).

În perioada 1997 – 2005, a lucrat pentru Global Securities, broker și bancă regională de investiții, unde a devenit Director General al filialei din România, Global Valori Mobiliare. Printre altele, a condus echipa care a listat SNP Petrom la Bursa de Valori, a făcut parte din echipa care a intermediat prima emisiune de ADR/ GDR a unei societăți din România. Înainte de 2005 a lucrat în cadrul Bancpost ca Chief Dealer.

Domnul Radu Bugică este licențiat al Universității Politehnice București, Facultatea de Tehnologia Construcțiilor de Mașini (1990) şi al Academiei de

Studii Economice din Bucureşti – Facultatea de Finanţe, Bănci şi Burse de Valori (1997).

Daniel-Cristian Pîrvulescu – Membru în Consiliul de Supraveghere, are o experiență de peste zece ani în domeniul energetic și deține în prezent funcția de Director General al SC. ENEVO GROUP SRL.

Anterior, a activat în cadrul SC ROMELECTRO SA, ca Director Dezvoltare Afaceri și Cooperare Internațională. Din această poziție a coordonat activitatea de dezvoltare a proiectelor de energie, reabilitări și proiecte noi în domeniile hidroenergetic, termoenergetic, cogenerare și energie regenerabilă. De asemenea, a deținut funcția de Preşedinte al Consiliului de Administraţie al SC ENTREX SRL, companie specializată în activități de furnizare a energiei electrice.

Domnul Daniel - Cristian Pîrvulescu este licențiat al Universității Politehnice București, Facultatea de Energetică (2006) și este membru fondator al Electrical Engineering Students' Association București (2002), organizație non-guvernamentală și non-profit care se adresează studenților din universități și școli cu profil electric din Europa.

Costin Mihalache – Membru în Consiliul de Supraveghere are peste 26 de ani de experiență profesională.

În perioada în care CNTEE Transelectrica SA s-a aflat în administrarea Secretariatului General al Guvernului, domnul Costin MIHALACHE a contribuit esențial atât la identificarea și promovarea actelor normative care erau necesare dezvoltării activității Companiei, cât și la sprijinirea proiectelor de extindere internă și inter-conectare internațională a rețelei de transport al energiei electrice.

Domnul Costin Mihalache vorbește fluent engleza, germana și chineza. A urmat cursurile primare ale Școlii CAESAR din orașul Köln, R.F. Germania (1974 – 1978), ulterior absolvind Liceul nr.34 din București, cu predare în limba germană (1978 – 1986).

Este licențiat în drept (1990 - 1994) și a urmat cursurile de limbă și literatură chineză ale Universității din Beijing (1995 - 1999).

Dorin-Alexandru Badea – Membru în Consiliul de Supraveghere are o experienţă profesională de peste 15 ani în domeniul bancar si mediul de afaceri, dintre care 10 ani în funcţii de conducere în companii precum Banca Română de Credite şi Investiţii (Director General Adjunct, Divizia Pieţe Financiare), Atrium Capital (Director Executiv) şi UniCredit Tiriac Bank (Director Trezorerie). Pe parcursul activităţii sale profesionale, domnul Dorin Alexandru Badea a fost Preşedinte al CFA Institute Romania, Membru în Board-ul ACI România şi CFA România, membru fondator şi Preşedinte al Comisiei pentru Business – JCI România, precum şi membru al Comisiei Indicilor a Bursei de Valori Bucuresti.

Domnul Dorin-Alexandru Badea este licenţiat al Academiei de Studii Economice Bucureşti – Facultatea Finanţe, Asigurări, Bănci şi Burse de Valori si este detinator al titlului CFA acordat de CFA Institute. Domnul Badea mai detine si certificarea profesionala Energy Risk Professional din partea GARP – Global Association of Risk Professionals si a absolvit programe de pregatire in Management, Leadership, Coaching, Comunicare, Strategie si Guvernanta Corporativă.

Membrii Consiliului de Supraveghere sunt aleși în Adunarea Generală a Acționarilor, legal constituită conform cerințelor legale prin cvorum și majoritate a voturilor. La data emiterii prezentului Raport, Transelectrica nu are cunoștință de existența unor acorduri, înțelegeri sau legături de familie ale membrilor Consiliului de Supraveghere și alte persoane datorită cărora aceștia să fi fost numiți administratori.

Informații privind tranzacțiile persoanelor inițiate pot fi consultate la adresa:

www.transelectrica.ro/tranzactii

În cadrul Consiliului de Supraveghere funcționează la data prezentului raport trei comitete consultative.

Acestea sunt comitete de: nominalizare și remunerare, audit și securitate energetică.

COMITETELE CONSULTATIVE ALE CONSILIULUI DE SUPRAVEGHERE

La data de 31 decembrie 2016, comitetele consultative ale Consiliului de Supraveghere aveau următoarele atribuții și componență:

Comitetul de audit

Membrii acestui comitet sunt: Radu Bugică, Dragoș-Corneliu Zachia-Zlatea, Daniel-Cristian Pîrvulescu și Dorin-Alexandru Badea.

Comitetul de audit are ca principale atribuții, între altele, monitorizarea eficacităţii sistemelor de control intern, de audit intern și de management al riscurilor din cadrul Transelectrica, verificarea și monitorizarea independenţei auditorilor externi, a activităţii de audit statutar al situaţiilor financiare anuale și a abordărilor propuse de auditorii externi, coordonând totodată activitatea acestora cu auditul intern.

Comitetul de audit monitorizează procesul de raportare financiară și de management, precum și planul financiar și procesul de elaborare a situaţiilor financiare anuale și al situaţiilor financiare anuale consolidate, monitorizează și analizează îndeplinirea indicatorilor de performanță ai sistemului de transport și de performanță economico-financiară ai Companiei.

Totodată, asistă Consiliul de Supraveghere în îndeplinirea responsabilităților acestuia de supraveghere și supervizare a elaborării și actualizării strategiei generale de dezvoltare a socității, asistă Consiliul de Supraveghere în identificarea direcțiilor majore de dezvoltare din domeniu și face recomandări pentru temele majore cu impact potențial în planul de administrare și apoi în cel de management.

Respectarea principiilor guvernanței corporative stabilite prin noul Cod de Guvernanță Corporativă al Bursei de Valori București reprezintă un angajament continuu asumat de către Consiliul de Supraveghere. Consiliul de Supraveghere prin Comitetul de audit își propune sporirea transparenței cu privire la activitatea entitaților organizatorice din cadrul Companiei prin implementarea unor noi/actualizate reglementări interne în ceea ce privește activitatea de Audit public intern precum și activitatea de gestiune a riscurilor semnificative din cadrul CNTEE Transelectrica SA.

Comitetul de nominalizare și remunerare

Membrii acestui comitet sunt Costin Mihalache, Daniel-Cristian Pîrvulescu, Ovidiu-Petrișor Artopolescu și Dorin-Alexandru Badea.

În ceea ce priveşte aria de nominalizare, Comitetul de nominalizare și remunerare coordonează procesul de numire a membrilor Directoratului și face recomandări privind selectarea membrilor Directoratului, cât și pentru ocuparea posturilor vacante în cadrul Consiliului de Supraveghere.

Comitetul de nominalizare și remunerare validează organigrama Companiei, stabileşte cerinţele pentru ocuparea unei anumite poziţii în administrarea Companiei și actualizează permanent competenţele profesionale ale membrilor Directoratului.

Comitetul de nominalizare și remunerare prezintă în raportul anual suma totală a remuneraţiei fixe și variabile a membrilor Directoratului și ai Consiliului de Supraveghere, cu respectarea principiului proporționalităţii acesteia cu responsabilitatea și timpul dedicat exercitării funcţiilor de către aceştia.

Comitetul privind securitatea energetică

Membrii acestui comitet sunt Dragoș-Corneliu Zachia-Zlatea, Daniel-Cristian Pîrvulescu, și Ovidiu-Petrișor Artopolescu.

Comitetul privind securitatea energetică monitorizează și consiliază Consiliul de Supraveghere, Directoratul și compartimentele de specialitate ale Companiei în implementarea strategiei de administrare și a Planului de Management în domeniul obiectivelor strategice pe linie de operator de sistem și securitate energetică pe ansamblul Sistemului Electroenergetic Național ("SEN"), securitate energetică la nivel RET și securitate energetică și protecţie a infrastructurii critice.

O altă atribuție constă în implicarea, sub mandatul Consiliului de Supraveghere, alături de Directorat, în dialogul cu autoritățile publice cu atribuții și competențe pe linie de securitate energetică (Departamentul pentru Energie, Comisiile de specialitate din Parlament).

Comitetul consiliază Directoratul în actualizarea Planului de Management şi susţine Compania în negocierile cu Autorităţii Naţionale de Reglementare în domeniul Energiei ("ANRE") privind tarifele aplicabile activităţii Transelectrica și privind aprobarea Planului de dezvoltare pe 10 ani și a Programului de investiţii ale Companiei pentru perioada 2016-2018.

Activitatea Consiliului de Supraveghere

GRAFIC ȘEDINȚE

Graficul ședințelor Consiliului de Supraveghere desfășurate în perioada 01.07.2016 – 31.12.2016 este redat în graficul alăturat:

ACTIVITATEA CONSILIULUI DE SUPRAVEGHERE

Pe durata celui de-al doilea semestru al anului 2016, membrii Consiliului de Supraveghere s-au întrunit în 11 ședințe, din care prezentăm mai jos o selecție a punctelor de discuție aflate pe agenda de lucru.

Cu prioritate au fost discutate următoarele subiecte :

dezbateri și acțiuni menite să accelereze realizarea planului de investiții;
monitorizarea implementării proiectului de creștere a eficienței organizaționale, împreună cu planul de acțiune ce vizează dezvoltările ulterioare;
monitorizarea activității de mentenanță a RET și, în mod special, s-a urmărit progresul semnării contractului de prestări servicii cu filiala SMART SA. Ca urmare a negocierilor pentru încheierea unui contract nou pentru asigurarea serviciilor de mentenanță a liniilor electrice, eșuate din cauza tarifelor practicate de SMART SA pentru realizarea obligațiilor din caietul de sarcini al Transelectrica, Contractul de prestări servicii în vigoare a fost prelungit pe o perioda de 6 luni;
analiza cauzelor care au condus la incidente pe liniile electrice și solicitarea un plan de măsuri pentru evitarea unor astfel de situații pe viitor;
identificarea de soluții privind prevenirea și combaterea riscului din perspectiva securității cibernetice și evitarea posibilelor amenințări la siguranța SEN.
În ședința din 22.07.2016 se aprobă modelul de contract de mandat ce urmează a fi încheiat cu domnul Luca-Nicolae Iacobici, și se mandatează domnul Dragoș-Corneliu Zachia-Zlatea, în vederea semnării contractului de mandat al domnului Luca-Nicolae Iacobici. În cadrul aceleiași ședințe, se avizează înființarea sediului secundar al CNTEE Transelectrica SA – punct de lucru Stația 220/33kV Oțelărie Hunedoara. Totodată se avizează Structura organizatorică și funcțională (organigrama) a Companiei Naționale de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica SA" cu aplicabilitate începând cu data ce va fi stabilită prin Hotărârea Directoratului CN Transelectrica SA. În cadrul aceleiași sedințe, se aprobă încheierea unui act adițional la contractul de credit

pentru emiterea unei scrisori de garanție cu BRD Groupe Societe Generale SA pentru majorarea unei scrisori de garanție bancară de bună plată.

În ședința din 16.08.2016 se avizează Structura organizatorică și funcțională (organigrama) a Companiei Naționale de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica SA" cu anumite observații.
În ședința din data de 05.09.2016 se ia act de informarea cu privire la situația realizării Programului de investiții al CNTEE Transelectrica SA pentru primele 7 luni ale anului 2016 și de informarea cu privire la execuția Bugetului de venituri si cheltuieli pentru perioada ianuarie - iulie 2016, solicitând Directoratului prezentarea unui

calendar de raportare lunară cu privire la realizarea principalilor indicatori economicofinanciari realizați de Companie.

Aprobă încheierea unui act adițional la contractul de mandat al domnului Luca Nicolae Iacobici si se mandatează președintele Consiliului de Supraveghere, în vederea semnării actului adițional la contractul de mandat al domnului Luca Nicolae Iacobici.

Tot în cadrul aceleiași ședințe se aprobă criteriile de calificare și de evaluare în vederea selecției unui membru al Directoratului, se aprobă forma anunțului cuprinzând condițiile minime care vor trebui îndeplinite de candidații pentru ocuparea poziției vacante și se solicită Directoratului să facă demersurile necesare în vederea demarării procedurii de selecție.

În cadrul aceleiași ședințe membrii Comitetului de Supraveghere iau act de informarea cu privire la inițierea procedurii pentru atribuirea contractului subsecvent nr.2 la Acordul cadru nr.C14/2016 având ca obiect "Achiziție echipamente primare de medie și înaltă tensiune" prin reluarea competiției între promitenții furnizori.

În ședința din data de 19.09.2016 Consiliul de Supraveghere aprobă prelungirea contractului de mandat al domnului Luca-Nicolae Iacobici pentru o perioada de două luni, dar nu mai mult de perioada necesară desemnării noului membru al Directoratului în conformitate cu prevederle OUG 109/2011.
În ședința din data de 03.10.2016 Consiliul de Supraveghere aprobă raportul inițial transmis în cadrul procedurii de selecție pentru ocuparea unei poziții vacante de membru în Directorat, solicită Directoratului să facă demersurile în vederea publicării anunțului și solicită Comitetului de Nominalizare și Remunerare reevaluarea algoritmului și ponderii criteriilor de evaluare a candidaților pentru ocuparea poziției vacante.

Totodată, ia act de informarea cu privire la situația creanțelor aferente facturilor emise de Direcția Comercială și neîncasate la termen, solicită Directoratului să ia măsurile necesare ca urmare a propunerilor de recuperare a creanțelor și solicită identificarea, analizarea, cuantificarea și luarea măsurilor de mitigare a riscurilor viitoare ce pot apărea și afecta activitatea și stabilitatea financiară a Companiei.

Aprobă inițierea operațiunii de achiziție având ca obiect RK LEA 400 kv București Sud – Pelicanu

Aprobă inițierea operațiunii de achiziție având ca obiect "Servicii lucrări strategice în instalațiile din gestiunea CNTEE Transelectrica SA"
În vederea necesității finalizării operațiunii de achiziție până la 31.12.2016, dată la care expiră actul adițional la contractul încheiat cu SMART SA, cere Directoratului CNTEE Transelectrica SA să informeze cu celeritate Consiliul de Supraveghere asupra stadiului de derulare a achiziției precum și a măsurilor de corecție care se impun.
Ia act de informarea privind încheierea contractului de lucrări "Retehnologizarea stației 400kV Isaccea – Etapa I – Înlocuire bobine compensare, celule aferente și celula 400kV Stupina"
Ia act de informarea privind contractul de lucrări ce urmează a fi încheiat pentru "Retehnologizarea stației 220/110 kV Turnu Severin Est"
Ia act informarea privind incidentul produs în zona Vâlcea – Argeș în data de 01.06.2016, ora 15:58
Ia act de informarea privind stadiul realizării Programului anual de investiții al CNTEE Transelectrica SA pe primele 8 luni ale anului 2016
Ia act de informarea cu privirea la litigiul dintre CNTEE Transelectrica și Agenția Națională de Administrare Fiscală
Aprobă forma finală a raportului Consiliului de Supraveghere asupra activității de administrare pentru perioada ianuarie – iunie 2016, urmând ca acesta să fie introdus pe ordinea de zi a următoarei ședințe a adunării generale a acționarilor.
Ia act de informarea cu privire la ordinea de zi a următoarei ședinte a adunării generale a acționarilor.
Ia act de informările privind execuția bugetului de venituri și cheltuieli pentru perioada ianuarieaugust 2016, de estimarea execuției bugetului de venituri și cheltuieli începând cu data de 01 iulie 2016, analiza profitului brut în luna august 2016 comparativ cu luna iulie 2016
Desemnează în calitatea de membru al Comitetului de Nominalizare și Remunerare din cadrul Consiliului de Supraveghere a domnului Dorin-Alexandru Badea
Desemnează în calitate de membru al Comitetului de Audit din cadrul Consiliului de Supraveghere pe domnul Dorin-Alexandru Badea
Desemnează în calitatea de membru al Comitetului de Securitate Energetică din cadrul Consiliului de Supraveghere pe domnul Manuel Costescu
În ședința din data de 17.10.2016 Consiliul de Supraveghere avizează Planul de reorganizare și Organigrama Companiei Naționale de Transport al

Energiei Electrice Transelectrica SA cu aplicabilitate începând cu data ce va fi stabilită prin Hotărâre a Directoratului CNTEE Transelectrica SA

În ședința din data de 10.11.2016 aprobă începerea procedurii privind contractarea unei noi linii de credit bancar revolving pentru administrarea schemei de sprijin pentru cogenerare de înalta eficiență și constituirea de garanții aferente contractului de credit

În cadrul aceleiaşi şedinţe, Consiliul:

Aprobă încheierea unui contract de credit cu BRD – Groupe Societe Generale SA pentru emiterea unei scrisori de garanție bancară cu valabilitate în perioada 01.01.2017 – 25.07.2017.
Ia act de informarea cu privire la contractul de lucrări ce urmează a fi încheiat "Modernizare stația electrică 220/110/20 kV Arefu"
Ia act de informarea cu privire la realizarea Programului anual de investiții pe primele 9 luni ale anului 2016
Ia act de informarea cu privire la stadiul derulării procedurii de licitație deschisă având ca obiect "Servicii/lucrări strategice în instalațiile din gestiunea CNTEE Transelectrica SA., iar Directoratul Companiei va lua măsurile corective care se impun pentru a asigura continuitatea prestării serviciilor/lucrărilor necesare funcționării în siguranță a instalațiilor din gestiunea CNTEE Transelectrica SA.
În ședința din data de 14.11.2016 Consiliul de Supraveghere ia act de Raportul activității Direcției Tehnologia Informației și Comunicații solicitând completarea acestuia cu unele informații suplimentare.

Totodată, în cadrul aceleiaşi şedinţe:

A fost numit în calitatea de membru al Directoratului Companiei domnul Mircea-Toma Modran, mandatul se acordă pentru până la data de 16.09.2017
S-a constatat încetarea contractului de mandat al domnului Luca-Nicolae Iacobici, ultima zi a mandatului fiind data de 23.11.2016
În ședința din data de 14.12.2016 Consiliul de Supraveghere ia act de demisia domnului Manuel Costescu din calitatea de membru al Consiliului de Supraveghere al Companiei Naționale de Transport al Energiei Electrice Transelectrica SA începând cu data de 13.12.2016, la aceeași dată încetând și contractul de mandat.
În ședința din data de 19.12.2016 Consiliul de Supraveghere ia act de informarea cu privire la execuția Bugetului de venituri și cheltuieli pentru perioada ianuarie – octombrie 2016 și de analiza profitului brut realizat în luna octombrie 2016 comparativ cu luna septembrie 2016.
- Aprobă încheierea unui contract de credit cu BRD – Groupe Societe Generale SA pentru emiterea unei scrisori de garanție bancară
- Aprobă încheierea unui Contract de credit cu EximBank SA pentru acordarea unui plafon pentru emitere scrisori de garanție bancară pe o perioadă de 1 an
- Aprobă contractul de mandat ce urmează a fi încheiat cu domnul Mircea-Toma Modran, președintele CS fiind mandatat în vederea semnării contractului de mandat al acestuia
- Ia act de raportul de activitate al Directoratului pentru perioada 01 ianuarie – 30 septembrie 2016
În ședința din data de 22.12.2016 Consiliul de Supraveghere aprobă planul de audit public intern pentru anul 2017 cu completările conform solicitărilor Comitetului de Audit din data de 22.12.2016

Activitatea Comitetelor Consultative

Activitatea Comitetului de nominalizare şi remunerare

Membrii Comitetului de nominalizare şi remunerare s-au întrunit în această perioadă pentru dezbateri, discuții și recomandări privind:

Întâlniri cu expertul independent care sprijină Consiliul de Supraveghere în selecția unui membru al Directoratului pentru a stabili etapele și modalitatea de desfășurare a selecției;
Intervievarea candidaților propuși de consultantul extern pentru ocuparea pozițiilor de membru al Directoratului CNTEE Transelectrica SA potrivit OUG nr. 109/2011 privind guvernanța corporativă a intreprinderilor publice;
Recomandarea unui candidat pentru ocuparea poziţiei vacante de membru al Directoratului.

Activitatea Comitetului de audit

Membrii Comitetului de audit au întreprins următoarele activități pe parcursul anului 2016:

Discuții cu privire la obligațiile de raportare ale CNTEE Transelectrica SA în conformitate cu noul Cod de guvernață al BVB
Verificare:
- Prezentarea situațiilor financiare interimare semestrului I 2016.
- Situațiile financiare ale Companiei întocmite la data de 30.06.2016;
- Raportul întocmit conform cerințelor pieței de capital la data de 30.06.2016;
- Raportul de activitate pentru trimestrul II, elaborat de Directorat conform prevederilor OUG 109/2011 cu modificările și completările ulterioare;
- Prezentarea Rezultatelor financiare semestriale conform Calendarului financiar.
demersuri privind actualizarea Regulamentului de organizare și Funcționare al CS;
Verificare:
- Situațiile financiare separate la 30.09.2016;
- Raportul de activitate al directoratului pentru primele 3 trimestre ale anului 2016;
- Raportul trimestrial privind activitatea economico-financiară întocmit potrivit cerințelor art. 227 din legea 297/ 2004 privind piața de capital și a Regulamentului CNVM nr.1/ 2006 emis de Comisia Națională a Valorilor Mobiliare, actualmente Autoritatea de Supraveghere Financiară (ASF);
Analiza Planului misiunilor de audit public intern pentru anul 2017;
Întâlniri cu reprezentanții structurilor cu atribuții de control din cadrul Companiei pentru îmbunătățirea activității acestora.

Activitatea Comitetului privind securitatea energetică

Membrii Comitetului privind securitatea energetică s-au întrunit în această perioadă şedinţe pentru dezbateri, discuții și recomandări privind:

identificarea celor mai importante 10 riscuri care pot afecta activitatea Companiei.
analiza stadiului proiectelor privind protecția infrastructurii critice;
analiza stadiului proiectelor din sfera IT&C;
analiza situației privind procesul de retehnologizare a stațiilor Companiei;
analiza situației privind lucrările de mentenanță a liniilor Companiei.

Execuția contractului de mandat: Date financiare 2016

Sinteza rezultatelor financiare aferente anului 2016 este prezentată în tabelele de mai jos. Varianta extinsă a acestora pentru aceeași perioadă este prezentată în Anexele la prezentul Raport.

[mil lei]	S2 2016	S2 2015
Volum tarifat de energie (TWh)	27,05	26,20
ACTIVITĂȚI CU PROFIT PERMIS
Venituri operaționale	612	657
Costuri operaționale	365	357
EBITDA	246	300
Amortizare	160	158
EBIT	85	142
ACTIVITĂȚI ZERO PROFIT
Venituri operaţionale	762	901
Costuri operaționale	675	845
EBIT	86	56
TOATE ACTIVITĂȚILE (CU PROFIT PERMIS SI ZER -PROFIT)
Venituri operaționale	1.373	1.558
Costuri operaționale	1.041	1.202
EBITDA	332	357
Amortizare	160	158
EBITDA	172	199
Rezultat financiar	(11)	(17)
EBIT	160	181
Impozit pe profit	(29)	(32)
Profit net	131	150

[mil lei]	31.12.2016	31 12.2015
Active imobilizate	3.292	3.432
Imobilizări corporale	3.190	3.341
Imobilizări necorporale	14	35
Imobilizări financiare	78	56
Creanțe pe termen lung	10	-
Active circulante	1.951	1.802
Stocuri	30	34
Clienți și conturi asimilate	852	723
Alte active financiare	135	70
Numerar şi echivalente	934	974
Total Active	5.243	5.234

Capitaluri proprii	3.108	3.029
Capital social subscris	733	733
Prima de emisiune	50	50
Rezerve legale	116	99
Rezerve din reevaluare	549	604
Alte rezerve	57	56
Rezultatul reportat	1.603	1.488
Datorii pe termen lung	1.005	1.167
Împrumuturi	502	635
Alte datorii	503	532
Datorii pe termen scurt	1.130	1.038
Împrumuturi	138	167
Datorii comerciale	874	776
Alte datorii	118	95
Datorii	2.135	2.205
Capitaluri proprii şi datorii	5.243	5.234

Pag | 12

Contul separat de profit și pierdere Situaţia separată a poziţiei financiare

REZULTATE OPERAȚIONALE

Volumul de energie tarifat

În semestrul II 2016, cantitatea de energie electrică tarifată pentru serviciile prestate pe piaţa de energie electrică a înregistrat o creștere de 3,2% comparativ cu al doilea semestru al anului 2015 (diferența între cele două perioade fiind de +0,85 TWh).

Venituri operaționale

Veniturile realizate în perioada iulie - decembrie 2016 au înregistrat o scădere de 11,91% comparativ cu perioada similară a anului anterior (1.373 mil lei de la 1.558 mil lei în S2 2015).

Funcțional, segmentul activităților cu profit permis a înregistrat o scădere a veniturilor de 6,97% (612 mil lei de la 657 mil lei în S2 2015), determinată de diminuarea tarifelor medii pentru serviciul de transport, începând cu data de 01 iulie 2016, în condițiile unei creșteri de 3,2% a consumului de energie electrică.

Veniturile din alocarea capacității de interconexiune au înregistrat o scădere de 17,54% față de valoarea realizată în semestrul II 2015, (43 mil lei în S2 2016 de la 52 mil lei în S2 2015).

Începand cu anul 2016, pe granițele cu Ungaria și Bulgaria a fost implementat principiul UIOSI, conform căruia participanții care nu folosesc capacitatea câștigată la licitațiile anuale și lunare sunt remunerați pentru capacitatea neutilizată prin mecanisme de piață.

Piața de alocare a capacităților de interconexiune este fluctuantă, prețurile evoluând în funcție de cererea și necesitatea participanților pe piața de energie electrică de a achiziționa capacitate de interconexiune.

În semestrul II 2016, în cadrul sesiunilor de licitații, prețurile pe granițele cu Serbia, Ungaria și Bulgaria au fost mai mici comparativ cu semestrul II 2015, ceea ce a determinat venituri din alocarea capacității de interconexiune cu 9,07 mil lei mai mici.

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.

*include veniturile din tariful de transport și din tariful aferent serviciilor de sistem funcționale

S2 2016

S2 2015

Veniturile totale din activitățile zero-profit au înregistrat o scădere de 15,51% (762 mil lei de la 901 mil lei în S2 2015) determinată de scăderea veniturilor pe piața de echilibrare cu 21,62%, dezechilibrele fiind mai mici în semestrul II 2016, determinate fiind de condițiile meteorologice adverse.

Veniturile din servicii de sistem tehnologice au înregistrat o scadere de 4,94% (aprox. 16 mil lei). Profitul de 86 mil lei a fost obținut datorită condițiilor favorabile de piață și a unei bune administrări a procesului de achiziție prin licitație a necesarului de rezerve de putere de la producătorii de energie electrică, concretizată în obținerea la licitații a unor prețuri unitare medii mai mici față de prețurile unitare previzionate care au stat la baza calculului tarifului pentru servicii de sistem tehnologice.

Cheltuieli operaționale

Cheltuielile totale operaţionale (inclusiv amortizarea) realizate în perioada iulie – decembrie 2016 au scăzut cu 11,67% comparativ cu perioada similară a anului anterior (1.202 mil lei de la 1.360 mil lei).

Pe segmentul activităților cu profit permis cheltuielile (fără amortizare) au înregistrat o creștere de 2,2% (365 mil lei de la 357 mil lei).

CPT: Costul total cu procurarea energiei electrice necesare acoperirii consumului propriu tehnologic a crescut cu 1,25% în perioada iulie - decembrie 2016 față de perioada similară a anului 2015.

Necesarul de energie pentru CPT a fost mai mare în S2 situându-se în jurul valorii de 505 GWh fata de 498 GWh în S2 2015.

Cu privire la prețurile de achiziție în S2 2016, costul unitar mediu de achiziție a fost cu 0,75% mai mic față de perioada similară a anului 2015, respectiv 184,00 lei/ MWh în 2016 față de 185,40 lei/ MWh.

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.

Segmentul activităților zero-profit a înregistrat o scădere a costurilor cu aprox. 20,11% (675 mil lei de la 845 mil lei în S2 2015).

În semestrul II 2016, cheltuielile privind serviciile de sistem tehnologice au înregistrat o scădere de 16,79% comparativ cu perioada similară a anului 2015, determinată în principal de:

diminuarea ponderii achizițiilor de servicii de sistem tehnologice în regim reglementat, în total achiziții servicii de sistem tehnologice;
prețurile de achiziție a serviciilor de sistem tehnologice pe piaţa concurențială au fost mai mici comparativ cu prețurile de achiziție reglementate;
datorită creșterii competitivității pe piața serviciilor de sistem tehnologice, prețurile medii de achiziție

pentru rezerva secundară (RS) și rezerva terțiară lentă (RTL) au fost mai mici.

CNTEE Transelectrica SA refacturează valoarea serviciilor de sistem tehnologice achiziționate de la producători către furnizorii de energie electrică licențiați de ANRE, care beneficiază în final de aceste servicii.

Profit operațional

EBITDA a înregistrat o scădere cu 7,0% față de perioada similară a anului 2015 (332 mil lei în S2 2016 de la 357 mil lei în S2 2015), această evoluție fiind cauzată în principal de diminuarea tarifelor medii pentru serviciul de transport.

Activitățile cu profit permis au înregistrat un rezultat (EBIT) pozitiv însă cu 40,14% mai mic decât cel obținut în S2 2015 (85 mil lei față de 142 mil lei ȋn anul precedent) pe fondul scăderii semnificative a veniturilor.

EBIT generat de activitățile zero-profit a înregistrat un rezultat pozitiv, de 86 mil lei, în creștere comparativ cu rezulatul înregistrat în al doilea semestru al anului 2015 (56 mil lei).

Pe intreaga activitate, EBIT a înregistrat o scădere de aprox. 13,56% (172 mil lei de la 199 mil lei în S2 2015).

Profit brut (EBT)

Profitul brut a înregistrat o scădere de 11,6% (160 mil lei de la 181 mil lei în S2 2015).

Diferența între profitul înregistrat în S2 2016 și în S2 2015, descompusă pe elementele constitutive ale profitului, este prezentată în graficul următor.

Rezultat Financiar

Rezultatul financiar net înregistrat în al doilea semestru al anului 2016 a fost negativ (11 mil lei) în creștere față de rezultatul net negativ de 17 mil lei lei înregistrat în semestrul II 2015.

Veniturile din dobânzi au înregistrat o scădere în al doilea semestru al anului 2016 de 30,8% comparativ

cu semestrul II 2015 în principal datorită scăderii randamentelor de dobândă aferente disponibilităților bănești aflate în conturile/depozitele bancare.

Evoluția diferențelor nete de curs valutar a fost determinată în principal de evoluția cursului de schimb valutar al monedei naționale față de monedele străine în care Transelectrica a contractat împrumuturi bancare pentru finanțarea programelor de investiții (preponderent în Euro). Astfel, pierderea netă înregistrată în S2 2016 a fost de -1,7 mil lei.

Evoluția cursului de schimb valutar

Profit net

Profitul net a înregistrat o scădere de aprox. 12,6% față de cel înregistrat în anul S2 2015 (131 mil lei de la 150 mil lei).

POZIȚIA FINANCIARĂ

Active imobilizate

Activele imobilizate au înregistrat o scădere de aproximativ 4,1% la finele anului 2016, în principal în urma înregistrării amortizării imobilizărilor corporale și necorporale.

Active circulante

Activele circulante au înregistrat o creștere de 8,3% în anul 2016 (1.951 mil lei) comparativ cu valoarea înregistrată la 31 decembrie 2016 (1.802 mil lei), determinată de creșterea creanțelor cu 17,8%, în timp ce poziția de numerar a scăzut cu 4,1%.

La data de 31 decembrie 2016, clientii în sold înregistrează o creștere determinată în principal de:

creșterea cantității de energie electrică transportată;
creșterea volumului tranzacțiilor pe piața de echilibrare în luna decembrie 2016 față de luna

decembrie 2015, determinând creșterea creanțelor aflate în sold la data de 31 decembrie 2016 față de 31 decembrie 2015;

încasarea în data 3 ianuarie 2017 a creanțelor aferente pieței de echilibrare scadente în data de 30 decembrie 2016.

La data de 31 decembie 2016, Compania înregistrează creanțe de încasat din schema de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență în sumă de 123,6 mil lei, reprezentând aproximativ 21% (31 decembrie 2015 - 25%) din totalul creanțelor comerciale.

În perioada 01 ianuarie – 31 decembrie 2016, sumele aferente schemei de sprijin tip bonus s-au diminuat, după cum urmează:

suma de 11,8 mil lei reprezentând supracompensare pentru anul 2014, din care încasări prin tranzacții bancare în sumă de 5,1 mil lei (Electrocentrale Oradea – 4,9 mil lei ṣi Termo Calor – 0,2 mil lei) și încasări pe baza de compensări efectuate prin Institutul de Management și Informatică (conform HG nr. 685/1999) în sumă de 6,8 mil lei (Electrocentrale Oradea);
suma de 96,6 mil lei reprezentând supracompensare pentru anul 2015, din care încasări prin tranzacții bancare în sumă de 12,4 mil lei (CET Grivița, Veolia Prahova, Veolia Iași și Thermoenergy) și încasări pe baza de compensări efectuate prin Institutul de Management și Informatică (conform HG nr. 685/1999) în sumă de 84,3 mil lei (Complexul Energetic Oltenia, Electrocentrale Bucureṣti și Enet);
suma de 2,7 mil lei reprezentând bonusul necuvenit pentru anul 2015, din care încasări prin tranzacții bancare în sumă de 0,3 mil lei (Electrocentrale București) și încasări pe bază de compensări efectuate prin Institutul de Management și Informatică (conform HG nr. 685/1999) în sumă de 2,4 mil lei (CET Arad).

La data de 31 decembrie 2016, Compania înregistrează creanțe de încasat în sumă de 123,6 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 – 63,5 mil lei și CET Govora SA – 13,2 mil lei;
supracompensare pentru 2014 în sumă de 1,4 mil lei, respectiv de la Electrocentrale Oradea;
bonus necuvenit pentru 2014 în sumă de 3,9 mil lei, respectiv de la RAAN – 2,0 mil lei, CET Govora – 1,9 mil lei;
bonus necuvenit pentru 2015 în suma de 0,6 mil lei, respectiv de la CET Govora și Interagro;
supracompensare pentru 2015 în sumă de 13,2 mil lei de la Electrocentrale Oradea;
contribuție pentru cogenerare neîncasată de la furnizorii consumatorilor de energie electrică, în sumă de 27,8 mil lei, respectiv: Transenergo Com – 4,7 mil lei, Enel Energie – 4,7 mil lei, , Enel Energie Muntenia – 4,6 mil lei, PetProd – 4,4 mil lei, Romenergy Industry – 2,7 mil lei, RAAN- 2,4 mil lei, UGM Energy – 1,8 mil lei și alții.

Pentru stingerea creanțelor generate de supracompensarea pentru perioada 2011-2013, Compania a solicitat producătorilor efectuarea de compensări reciproce. RAAN nu a fost de acord cu această modalitate de stingere a creanțelor și datoriilor reciproce, motiv pentru care CNTEE Transelectrica SA a aplicat și aplică în continuare prevederile art. 17 alin. 5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea modului de colectare a contribuției pentru cogenerarea de înaltă eficiență și de plata a bonusului pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență: "în cazul în care producatorul nu a achitat integral către administratorul schemei de sprijin obligațiile de plată rezultate în conformitate cu prevederile prezentului regulament, administratorul schemei de sprijin plătește producatorului diferența dintre valoarea facturilor emise de producător și obligațiile de plată ale producătorului referitoare la schema de sprijin, cu menționarea explicită, pe documentul de plată, a sumelor respective" și a reținut de la plată sumele aferente schemei de sprijin cuvenite.

CNTEE Transelectrica SA a încheiat cu CET Govora SA o convenție de compensare și eșalonare la plată a sumelor reprezentând creanțe din contravaloarea supracompensării pentru perioada 2011-2013 și a bonusului necuvenit pentru anul 2014 (Convenția nr. C135/ 30.06.2015 și Actul adițional nr. 1/ 04.08.2015). Durata Convenției a fost de 1 an (perioada iulie 2015-august 2016) și a prevăzut dreptul Companiei de a calcula și încasa penalități pe perioada eșalonării la plată.

În baza Convenției, au fost compensate creanțele Companiei de încasat de la CET Govora SA cu datoriile către CET Govora SA, reprezentate de bonus de cogenerare pentru perioada mai 2014 – octombrie 2015 reținut prin aplicarea prevederilor art. 17 alin.5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013 și a prevederilor din Convenție, în sumă de 40,5 mil lei. În urma suspendării în instanță, prin Sentința civilă nr. 3185/ 27.11.2015 a Deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014 prin care a fost stabilită valoarea supracompensării pentru perioada 2011 - 2013, CET Govora SA nu a mai respectat obligațiile asumate prin Convenție.

Având în vedere cele prezentate, începând cu data de 9 mai 2016 Compania a sistat aplicarea prevederilor art. 17.5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea modului de colectare a contribuției pentru cogenerarea de înaltă eficiență și de plată a bonusului pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență și achită lunar către CET Govora bonusul de cogenerare.

Prin Decizia civilă nr. 2430/05.10.2016, Înalta Curte de Casaţie şi Justiţie a admis recursul declarat de ANRE împotriva Sentinţei civile nr. 3185/ 27.11.2015, a casat în parte sentinţa atacată şi a respins cererea de suspendare formulată de CET Govora - hotărârea fiind definitivă. Astfel, începând cu data de 05.10.2016, efectele Deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014 nu mai sunt suspendate, producând efecte pe deplin.

În aceste condiţii, Compania aplică dispoziţiile art. 17 alin 5 din Ordinul ANRE nr. 116/ 2013 pentru datoriile și creanţele reciproce născute ulterior procedurii insolvenţei, în sensul reţinerii bonusului datorat CET Govora SA până la concurenţa sumelor aferente schemei de sprijin neachitate Companiei.

În luna septembrie 2016, CNTEE Transelectrica SA a încheiat cu SC Termoficare Oradea un contract de preluare a datoriei SC Electrocentrale Oradea reprezentând supracompensarea pentru anul 2014 şi 2015. Datoria preluată în sumă de 29.259.377, a fost eşalonată în 24 rate lunare (31.10.2016-30.09.2018), iar suma de 9.774.959 a fost reclasificată la creanţe pe termen lung, având scadenţa mai mare de 1 an.

Datorii

Datoriile pe termen lung au înregistrat o scădere de 13,9% în anul 2016, în urma rambursărilor ratelor de principal (de la 635 mil lei la data de 31 decembrie 2015 la 502 mil lei la 31 decembrie 2016) ale împrumuturilor contractate.

Datoriile pe termen scurt au înregistrat o creștere de aproximativ 8,9% la 31 decembrie 2016. Creșterea este determinată în principal de:

creșterea datoriilor către furnizorii pe piaţa de echilibrare determinată de creșterea volumului tranzacţiilor pe piaţa de echilibrare în luna decembrie 2016 față de luna decembrie 2015, determinând creșterea datoriilor către furnizorii pe această piaţă, aflate în sold la data de 31 decembrie 2016 față de 31 decembrie 2015;
creșterea datoriilor aferente schemei de sprijin către furnizori (producători) a fost determinată de reţinerea de la plată a bonusului de cogenerare și a ante-supracompensării cuvenite producătorilor, în contul creanţelor neîncasate de Companie de la aceiaṣi producători pe schema de sprijin, reprezentate de supracompensarea perioadei 2011-2013, prin aplicarea de către Companie a prevederilor art. 17 alin. 5 din Ordinul preṣedintelui ANRE nr. 116/2013.
scăderea datoriilor către furnizorii din activitatea operațională - energie a fost determinată de:
diminuarea preţului de achiziţie al energiei electrice necesară acoperirii consumului propriu tehnologic (CPT);
achitarea obligaţiilor de plată aflate în sold pe piaţa de energie electrică la 31 decembrie 2015.

La data de 31 decembrie 2016 a fost înregistrată o creștere a impozitelor cu 13,65 mil lei față de 31 decembrie 2015 determinată în principal de înregistrarea obligațiilor de plată privind contribuţiile la fondurile de asigurări sociale, impozit pe salarii, impozit pe profit și alte impozite cu scadențe ulterioare datei de 31 decembrie 2016, precum ṣi de creṣterea provizioanelor constituite pentru componenta anuală variabilă cuvenită membrilor Directoratului ṣi Consiliului de Supraveghere.

Datoriile purtătoare de dobândă (termen lung şi termen scurt) sunt prezentate în cele ce urmează.

Structura pe monedă la 31.12.2016

Capitaluri proprii

suma de 50,6 mil lei reprezintă repartizarea veniturilor nete din alocarea capacităților de interconexiune realizate în anul 2016 în conformitate cu Regulamentul (CE) nr.714/2009 ṣi Ordinul ANRE nr. 53/2013;
suma de 27,4 mil lei reprezintă repartizarea la rezerve a sumei profitului pentru care s-a beneficiat de scutire de impozit pe profit, mai puţin partea aferentă rezervei legale, conform prevederilor art. 22 din Legea nr. 227/2015 privind Codul fiscal.

EVOLUȚIA ACȚIUNILOR

(01-Ian-2016 la 30-Dec-2016)

Anul 2016 a debutat cu un preț de tranzacționare de 29,15 lei/acțiune, capitalizarea bursieră fiind de 2.137 mil lei, finalul perioadei (31 decembrie 2016) găsind acțiunea la un preț de 29,20 lei.

DIVIDENDE

Plata dividendului corespunzătoare anului 2015 a început din data de 28 iunie 2016. Dividendul a fost calculat cu respectarea prevederilor legislației incidente repartizării profitului la societățile cu capital majoritar de stat, pe baza unei rate de distribuire de 75% și în linie cu politica privind distribuția de dividende a CNTEE Transelectrica SA.

Prețul minim de tranzacționare a fost înregistrat în data de 20.01.2016, de 26,4 lei/acțiune, iar maximul de 31,15 lei/acțiune fiind atins în data de 03.06.2016.

Dividend total repartizat:	194 mil lei
Dividend pe acțiune:	2,6500 lei
Data ex-dividend:	6 iunie 2016
Data plății:	28 iunie 2016

Execuția contractului de mandat: Date operaționale

BALANȚA ENERGETICĂ SEN

Consumul intern¹ net a crescut față de perioada similară a anului trecut cu 1,7%

Producția netă de energie a înregistrat o ușoară creștere de aprox. 0,8% comparativ cu perioada similară a anului 2015, creșterea consumului intern fiind contrabalansată de scăderea semnificativă a cantității de energie exportată.

Schimburile fizice transfrontaliere de export au scăzut cu 6,0% față de perioada similară din 2015, iar fluxurile transfrontaliere de import au înregistrat de asemenea o scadere de aproximativ 6,9% comparativ cu prima jumătate a anului 2015.

MIXUL DE PRODUCȚIE

În structura mixului de producție, în semestrul II 2016 comparativ cu semestrul II 2015, s-a înregistrat o creștere a ponderii componentei hidro de aproximativ 30,9% (8,70 TWh fată de 6,65 TWh) în detrimentul componentei termo și nuclear, care au înregistrat o scădere de 12,9% (18,43 TWh fată de 20,28 TWh).

Pe zona regenerabile s-a inregistrat o ușoară creștere de aproximativ 1,17% (4,34 TWh față de 4,29 TWh).

Mix producție energie electrică netă S2

PARCUL NAȚIONAL DE PRODUCȚIE

În anul 2016, puterea instalată brută în centralele electrice a înregistrat o scădere de 1,6%, comparativ cu anul 2015.

Puterea instalată în centralele pe surse regenerabile a crescut cu aproximativ 2,8%, de la 4.400 MW instalați la 31 decembrie 2015, la 4.525 MW instalați la 31 decembrie 2016.

În cele ce urmează este prezentată puterea instalată conform capacităţilor instalate la sfârşitul fiecăruia dintre cele două semestre.

¹ valorile nu includ consumul aferent serviciilor proprii din centralele de producere energie electrică; valoarea consumului net include pierderile din rețelele de transport și distribuție precum și consumul pompelor din stațiile hidro cu acumulare prin pompaj

Putere instalată 2016 (24.689 MW, valoare brută)

Putere instalată 2015 (24.555 MW, valoare brută)

FLUXURI TRANSFRONTALIERE

Fluxurile transfrontaliere au înregistrat valori în creștere pe relația cu Ungaria și Ucraina și în scădere pe relația cu Bulgaria și Serbia dar diminuate per total față de aceeași perioadă a anului anterior.

Astfel, comparativ cu S2 2015, fluxurile fizice de export cu Bulgaria (-3,4%, -76,77 GWh), Serbia (-28,1%, - 415,4 GWh) au scăzut, în timp ce către Ungaria și Ucraina a fost exportată o cantitate mai mare de energie (+12,6%, +66,8 GWh respectiv +118,8%, +162,5 GWh).

Cu privire la fluxurile fizice de import, aceasta au înregistrat o creștere, în special pe relațiile cu Serbia (+836,7%, +71,6 GWh), Bulgaria (+82,4%, +39,7 GWh), și Ungaria (+9,4%, +17,0 GWh).

Concluzionând, gradul de utilizare a capacității total alocate pe liniile de interconexiune pentru export a scăzut față de perioada similară a anului 2015, scăderi semnificative înregistrându-se pe relaţia cu Serbia și Bulgaria.

Pe relația cu Republica Moldova nu s-au înregistrat operațiuni de import/ export în ultimele șase luni ale anului 2016 și 2015.

Grad de utilizare a capacității total alocate S2 (%)

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

Fluxuri fizice

CONSUMUL PROPRIU TEHNOLOGIC

In semestrul al II-lea din 2016 CPT-ul in RET a scazut cu cca. 7,19 % comparativ cu perioada similara din 2015, datorita fluxurilor fizice si a structurii de productie mai avantajoase. Raportat la energia intrata in contur pierderile au scazut de la 2.72 % la 2.48 %.

În anul 2016, cantitatea necesară acoperirii CPT-ului în RET (1.012 TWh) a scăzut cu cca. 1,69 % comparativ cu perioada similară din 2015 (1.030 TWh), fiind o combinație a condițiilor meteorologice mai favorabile, a fluxurilor fizice de import/export și a structurii de producție.

Valoarea minimă/ maximă lunară în semestrul II 2016

În luna iulie CPT-ul exprimat în valoare absolută, a scăzut față de luna iulie 2015 cu cca. 1,04% datorita repartitiei mai avantajoase a fluxurilor fizice de import/export. Procentul pierderilor raportat la energia intrata in RET a scazut de la 2,02% in 2015 la 1,94% in 2016.

Desi consumul intern net de energie a fost mai mic comparativ cu luna iulie 2015 cu 4%, energia intrata in contur a crescut cu 2,68% în iulie 2016, faţă de perioada similară din 2015 ca urmare a creşterii soldului de export cu peste 50%. Condiţiile meteo au fost mai defavorabile, influenţând negativ pierderile corona.

În decembrie 2016, CPT-ul în valoare absolută a crescut față de luna decembrie 2015 cu cca. 17,05%, din cauza creșterii energiei transportate, a structurii de producție mai defavorabile (producția eoliană debitată direct în RET a fost cu cca. 63% mai mare în 2016), a repartiției dezavantajoase a fluxurilor fizice pe granițe (scăderea importului și creșterea exportului pe granița de nord-vest a țării) și a condițiilor meteo mult mai defavorabile care au determinat creșterea pierderilor corona.

Energia intrată în contur a crescut cu 6,68% în decembrie 2016, față de perioada similară din 2015. Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a crescut de la 1,91% în 2015 la 2,15% în 2016. Condițiile meteo au fost mult mai defavorabile, cantitatea de precipitații înregistrată fiind de aproape trei ori mai mare decât în anul anterior, ceea ce a condus la creșterea considerabilă a pierderilor corona în raport cu anul anterior.

Execuția contractului de mandat: Investiții

MIJLOACELE FIXE ÎNREGISTRATE ÎN CONTABILITATE

Valoarea mijloacelor fixe înregistrate în semestrul II al anului 2016 a fost de 79,3 mil lei.

Cele mai mari transferuri din imobilizari corporale în curs la imobilizări corporale sunt reprezentate în principal de punerea în funcțiune a obiectivelor de investiții, astfel:

Marirea gradului de siguranta a instalatiilor aferente Statiei 400/220/110/10 kV Bucuresti Sud - Inlocuire echipament 10 kV - Lot II – 18,6 mil lei;
Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Portile de Fier - Resita - Timisoara - Sacalaz - Arad - Etapa I - Extinderea statiei 400 kV Portile de Fier – 13 mil lei;
Inlocuire AT si Trafo in statii electrice etapa 2: Transformator 16 MVA in Statia 110/20kV T2 Ungheni, Transformator T2 - 25 MVA din Statia 220/110/20 kV Gradiste, Transformator T1 25 MVA in Statia 110/20kV Gheorgheni, Autotransformator AT2 200MVA in Statia 220/110kV Ungheni – 9,8 mil lei;
Autoturisme 2016 7,8 mil lei;
Modernizarea sistemului de control protectie al Statiei 220/110 kV Vetis – 6,5 mil lei;
Modernizare in vederea diminuarii efectelor galoparii pe LEA 400 kV din zona Baragan-Fetesti. Diminuarea efectelor galoparii pe LEA 400 kV Cernavoda-Pelicanu, LEA 400kV Cernavoda-Gura Ialomitei (circ.2) si pe LEA 400kV Bucuresti Sud-Pelicanu – 4,4 mil lei;
Racordarea la SEN a CEE Filipesti 60 MW si CEE Saucesti - 100 MW in Statia de 400/110 kV Bacau Sud – 4,2 mil lei;
Inlocuire trafo T3 si T4 110/10 kV, 25 MVA cu transformatoare 110/(20)10 kV, 40 MVA in Statia 220 kV Fundeni – 3,8 mil lei;
Racordarea la RET a CEE 27 MW din zona localitatii Stalpu, jud. Buzau, prin realizarea a doua celule 110 kV in Statia 220/110 kV Stalpu – 2,1 mil lei;
Modernizare servicii interne c.c. si c.a. in Statia 400/110kV Draganesti Olt – 1,9 mil lei;
Modernizarea unei celule LEA 110 kV Porţile de Fier - Gura Văii în Staţia 110 kV Portile de Fier şi a două celule 6 kV – 1,1 mil lei;
Consolidare si modernizare cladire compensator statia Suceava – 1 mil lei; Racordarea instalatiei de canalizare a Statiei 400/110 kV Brasov la instalatia de canalizare a orasului – 0,6 mil lei;

ACHIZIȚII DE IMOBILIZĂRI

Achizițiile de imobilizări corporale și necorporale² in semestrul II al anului 2016 sunt în valoare de 104,4 mil lei, comparativ cu perioada similară a anului 2015 când achizițiile au fost în sumă de 189 mil lei.

Proiectele de investiţii aflate în curs de execuţie la 31 decembrie 2016, sunt după cum urmează:

Proiectele de investiţii aflate în curs de execuţie la 30 iunie 2016, sunt după cum urmează:

Retehnologizarea Stației 400/220/110/20 kV Bradu – 78,5 mil lei;
LEA 400 kV de interconexiune Reşiţa (România) Pancevo (Serbia) – 65 mil lei;
Retehnologizarea Stației 220/110/20 kV Câmpia Turzii – 35,5 mil lei;
Sistem integrat de securitate la stații electrice, etapa IV – 24,2 mil lei;
Extindere servicii de asigurare a continuităţii afacerii şi recuperare în urma dezastrelor – 14,8 mil lei;
Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier - Rețita - Timițoara - Săcălaz - Arad - Etapa I - LEA 400kV s.c. Porțile de Fier - (Anina) – Resița – 12,2 mil lei;
Racordarea LEA 400 kV Isaccea Varna şi a LEA Isaccea - Dobrudja în Staţia 400 kV Medgidia Sud – 10,2 mil lei;

² Include variația furnizorilor de imobilizări în sold la data de 31 decembrie a anului 2016

LEA 400 kV d.c. Cernavodă-Stalpu şi racord în Gura Ialomiţei – 8,4 mil lei;
Modernizare Stația 110 kV şi 20 kV Suceava 6,9 mil lei;
Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier - Reșița - Timișoara - Săcălaz - Arad - Etapa I - Stația 400/220/110 kV Reșita – 6,4 mil lei;
Înlocuire AT și Trafo în stații electrice etapa 2 5,9 mil lei;
HVDC Link 400 kV (Cablu submarin România Turcia) – 5,9 mil lei;
LEA 400 kV Gădălin Suceava, inclusiv interconectarea la SEN – 5,6 mil lei;
Remediere avarie în regim de urgență a LEA 400 kV Iernut-Gădălin și a LEA 220 kV Iernut-Baia Mare 3 – 5,4 mil lei;
Remediere avarie bornele 110-120 din LEA 220kV București Sud – Ghizdaru – 4,3 mil lei;
Modernizare statie 220/110 kV Tihau echipament primar – 4 mil lei;
LEA 400 kV Suceava Bălți, pentru porţiunea de proiect de pe teritoriul României – 3,6 mil lei;
Extindere cu noi functionalități a sistemului de control și evidență informatizată a accesului în obiectivele CNTEE Transelectrica SA – 3,2 mil lei;
Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porţile de Fier - Reşiţa - Timişoara - Săcălaz - Arad, etapa II, LEA 400 kV d.c. Reșita - Timișoara – Săcălaz – 3,2 mil lei;
Sistem integrat de securitate la stații electrice, etapa III – 2,8 mil lei;
Modernizare Stația 220/110/20 kV Arefu 2,7 mil lei;
Modernizare Stația 220/110/20 kV Răureni 2,7 mil lei;
Deviere LEA 110 kV Cetate 1 și 2 în vecinatatea Stației 110/20/6 kV Ostrovul Mare – 2,6 mil lei;
Montare fibră optică și modernizarea sistemului de teleprotecții pe LEA 400 kV d.c. Țânțăreni-Turceni și LEA 400 kV s.c. Urechești-Rovinari – 2,4 mil lei;
LEA 400 kV d.c. Gutinaș Smârdan 2,3 mil lei
Modernizare sistem de comanda-control-protectie Statia 220/110/20 kV Sardanesti – 2,2 mil lei;
Solutie de securitate pentru implementarea masurilor de securitate a informatiilor clasificate – 2 mil lei;
Consolidare, modernizare şi extindere sediu CNTEE "Transelectrica" – 1,6 mil lei.

ASPECTE CONTRACTUALE

Pe parcursul semestrului II ale anului 2016 s-au semnat 7 contracte pentru obiective de investiţii, având o valoare totală de 130 mil lei, faţă de 77 contracte în suma totală de 375 mil lei încheiate în semestrul II al anului 2015.

Cele mai importante contracte de investiții semnate în perioada iulie – decembrie 2016 sunt:

Retehnologizare Statia 220/110 kV Turnu Severin Est – 42,7 mil. lei;
Retehnologizarea Statiei 400 kV Isaccea Etapa I - Inlocuire bobine compensare, celule aferente si celula 400 kV Stupina – 29,1 mil. lei;
Modernizare Statia 220/110/20 kV AREFU 24,2 mil. lei;
Modernizare Statia 220/110 kV Raureni 16,9 mil. lei;
Înlocuire componente sistem EMS SCADA AREVA – Componenta Software - 11 mil. lei;
Remediere avarie LEA 400 kV Iernut Gadalin si LEA 220 kV Iernut - Baia Mare 3 – 6 mil. lei.

Alte aspecte

CRITERII ȘI OBIECTIVE DE PERFORMANȚĂ

Remunerația Consiliului de Supraveghere este formată dintr-o indemnizație fixă lunară și o componentă anuală variabilă. Aceasta din urmă se poate acorda după cum urmează:

pentru îndeplinirea cumulativă a indicatorilor de performanță "Timpul mediu de întrerupere", "EBITDA" și "Total investiții" asumați în Planul de administrare pentru fiecare an de mandat, astfel, componenta anuală variabilă pentru acești indicatori este în cuantum de 12 indemnizații fixe ăi se datorează MANDATARULUI numai în situația ăn care nivelul efectiv realizat al acestor indicatori de performanță în anul pentru care se face determinarea este îndeplinit la valorile asumate prin Planul de administrare. MANDATARUL va încasa anual suma astfel calculată, în termen de 15 zile de la data aprobării de către AGA a situațiilor financiare separate auditate. Până la data prezentului raport, nu s-a acordat această componentă urmare a nerealizării indicatorului "Total investiții".
un bonus de performanță în funcție de rentabilitatea acțiunilor Transelectrica pentru acționarii societății, pentru care fiecare membru al Consiliului de Supraveghere a primit optiuni pe actiuni virtuale Transelectrica (OAVT).

Detalierea obligațiilor Companiei cu privire la componenta variabilă este făcută în cadrul Rapoartelor anuale ale Comitetului de Nominalizare și Remunerare privind remunerațiile membrilor consiliului de supraveghere și a directoratului Transelectrica.

MONITORIZARE CRITERII ȘI OBIECTIVE DE PERFORMANȚĂ

Criterii şi obiective conform contract de mandat (anuale)	Obiectiv 2016	Realizat 2016	Grad realizare %
Timpul mediu de întrerupere (valori în minute)	2,8	1,93	100%
EBITDA (valori în mil. lei)	572	675	118%
Planul de investiții în RET (valori în mil. lei)	575	1723	30%

Alte obiective de performanță din Planul de Administrare	Obiectiv 2016	Realizat 2016	Grad realizare %
Planul de mentenanță (valori în milioane lei)	178	120	67%
Disponibilitatea RET	99,98%	99,9981%	100%
Productivitatea muncii (valori în mii lei) = EBITDA (mil.
lei)/ nr. angajati/1.000	301	309	103%
Certificare OTS	Obţinerea certificării OTS și menţinerea criteriilor de certificare		Transelectrica este certificată OTS
Optimizarea mixului de finanțare (pondere obligațiuni în
total capital atras)	17,68%	31,42%	178%
Rentabilitatea totală pentru acţionari4 (TSR = creşterea capitalului de piaţă + suma dividendelor
corespunzătoare anului 2016) cumulat la 31.12.2016	40%	9%	118%

³ suma nu include avansul neutilizat aferent tronsonului de linie nouă Porţile de Fier – (Anina) – Reşiţa in valoare de 29,6 mil. lei

⁴ include propunerea Companiei pentru dividendul anului 2016 (1,881 RON/acţiune, conform HAGOA 1/28.03.2016 si politicii privind distribuţia de dividende)

Planul de mentenanță:

Planul de mentenanță include, pe lângă mentenanța RET (majoră și minoră) și componente legate de mentenanța sistemelor informatice, de piese de schimb și materiale auxiliare utilizate pentru mentenanța RET.

În cel de-al doilea semestru al anului 2016 s-au efectuat 71 mil lei dintr-un total de 120 mil lei de cheltuieli cu mentenanţa, astfel obiectivul asumat prin planul de administrare a fost realizat pentru anul 2016 în proporţie de 67%.

Programul de mentenanță a sistemelor informatice a fost realizat într-un procent mai mare (94%), în timp ce mentenanța RET a fost efectuată în proporţie de 64%, pe un fond operațional optim asigurat prin executarea corespunzătoare a mentenanței preventive.

Politica dezvoltare resurse umane:

Compania a demarat în cursul anului 2014 un proiect privind creșterea eficienței organizaționale ale cărui obiective constau în optimizarea modelului organizațional, creșterea motivației personalului, restructurarea activităților în cadrul sucursalelor și proiectarea unui sistem de remunerare cu o componentă fixă și una variabilă în funcție de performanță.

În anul 2016, Transelectrica a continuat implementarea proiectului împreună cu consultantul în vederea revizuirii și validării tuturor rapoartelor și analizelor. Efortul principal s-a concentrat pe analizele și rapoartele care construiesc noul sistem de salarizare cu parte variabilă bazată pe seturi specifice de Key Performance Indicators ("KPIs"). Toate etapele au fost finalizate în timpul alocat contractului și au fost prezentate, ca arhitectura principală la nivel de Directorat și Consiliu de Supraveghere.

Sistemul de remunerare care a fost elaborat și propus prin proiectul de Creștere a eficienței organizaționale va fi implementat începând cu data de 01.01.2017

Implementare MBO și monitorizare execuție buget filiale:

La nivelul filialelor s-au implementat proceduri de raportare periodică (semestrial, anual) a realizărilor bugetare, construindu-se astfel premisele unui control mai eficient. De asemenea s-au luat măsuri pentru implementarea OUG 109/2011 în filialele Companiei.

Timpul mediu de întrerupere (valori în minute)

Timpul mediu de întrerupere (TMI) = indicator tehnic de calitate, care reprezintă perioada medie echivalentă de timp, exprimată în minute, în care a fost întreruptă alimentarea cu energie electrică.

Planul de investiții în RET

Valoarea realizată reprezintă achizițiile de imobilizări corporale și necorporale în anul 2016.

Principalele cauze de reducere a cheltuielilor cu investițiile sunt:

Impactul legislației privind expropierea pentru cauza de utilitate publică
Impactul legislației din domeniul achizițiilor publice
Reducerea volumului lucrărilor de racordare la RET a noilor capacități de producție

Productivitatea muncii

Productivitatea muncii = EBITDA (valori în mil. lei)/ număr de salariați/ 1.000

Rentabilitatea totală pentru acţionari

Conform Planului de Administrare care prevede un TSR la sfârșitul mandatului de 40%, valoarea TSR aferenta anului 2016 a fost de 6,6%, respectiv 169% de la inceputul mandatului (30.09.2013).

Certificare OTS

Certificarea OTS a fost aprobată în baza Ordinului ANRE 164/07.12.2015, publicat în MO nr. 908/08.12.2015. Astfel, Transelectrica este certificată final ca operator de transport și de sistem al sistemului electroenergetic național și funcționează în

conformitate cu modelul de separare a proprietății (ownership unbundling).

Notificarea privind certificarea a fost transmisã Uniunii Europene, care a publicat-o în Jurnalul UE în data de

TARIFE

În cursul lunii iunie a fost publicat în Monitorul Oficial 477/27.06.2016 Ordinul ANRE nr. 27/2016 privind aprobarea tarifului mediu pentru serviciul de transport, a tarifului pentru serviciul de sistem, a tarifelor zonale aferente serviciului de transport și a prețului reglementat pentru energia electrică reactivă, practicate de Companie. Prin urmare, tarifele reglementate aferente serviciului de transport al energiei electrice și a serviciilor de sistem, aplicabile începând cu 1 iulie 2016 sunt:

Serviciu	Tarif 01.07.2015– 30. 06.2016 lei/MWh	Tarif 01.06.2016– 30.06.2017 lei/MWh	Diferență %
Transportul energiei electrice	20,97	18,70	-10,8%
Servicii de sistem funcționale	1,17	1,30	+11,1%
Servicii de sistem tehnologice	12,58	11,58	-7,9%

Noile tarife aprobate au fost calculate în conformitate cu metodologiile aplicabile.

Tariful de transport

Scăderea tarifului cu 10,8% se datorează, în principal, corecțiilor negative aplicate de reglementator pentru compensarea diferențelor între valorile prognozate utilizate în calculul tarifului în anii precedenti și valorile efective înregistrate (corecții finale pentru anul 1 iulie 2014 - 30 iunie 2015, corecții preliminare pentru anul 1 iulie 2014 - 30 iunie 2015) conform metodologiei în vigoare.

(i) prețul achiziționării energiei electrice pentru acoperirea consumulului propriu tehnologic;

08.01.2016, în conformitate cu Art.10 alin. (2) din Directiva 2009/72/CE.

(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 și a exportului de energie electrică peste nivelul prognozat inițial de ANRE la proiectarea tarifului.

De asemenea, pe lângă corecțiile negative au existat și alți factori care au contribuit la scăderea tarifului, cum ar fi:

indicele inflației indexate în calculul noului tarif aprobat (inferior indicelui inflației utilizat în calculul tarifului pentru anul precedent) a contribuit cu - 2,8% la scăderea tarifului;
venitul de bază calculat ca sumă a costurilor reglementate (inferior celui calculat pentru anul precedent, date fiind cerințele de eficiență impuse la nivelul costurilor operaționale recunoscute) și liniarizarea veniturilor în cadrul perioadei de reglementare, aceste două elemente având o contribuție cumulată de -0,8% la scăderea tarifului.

Tariful de servicii de sistem functionale

Tariful de servicii de sistem tehnologice

Scăderea tarifului cu 7,9% a fost determinată in principal de:

corecția negativă aplicată în noul tarif aprobat pentru compensarea profitului estimat a fi înregistrat în anul tarifar 1 iulie 2015 - 30 iunie 2016 determinat de reducerea semnificativă a prețurilor de achiziție a rezervelor de putere în regim de licitație, în comparație cu corecția pozitivă inclusă în tariful anului corespunzător perioadei 1 iulie 2015 - 30 iunie 2016, necesară pentru recuperarea unei pierderi istorice.

Contribuția corecțiilor la scăderea tarifului este de - 4,8%;

Diminuarea s-a produs pe fondul reducerii prețurilor de achiziție a rezervelor de putere la licitații în ultimul an. Contribuția reducerii costurilor recunoscute la scăderea tarifului este de -3,2%.

ANEXA 1: Situația separată a poziției financiare la 31 decembrie 2016

[mii lei]	31.12.2016	31.12.2015
Active
Active imobilizate
Imobilizări corporale	3.189.592	3.341.451
Imobilizări necorporale	14.457	34.570
Imobilizări financiare	78.039	55.944
Creanțe pe termen lung	9.775
Total active imobilizate	3.291.863	3.431.965
Active circulante
Stocuri	30.410	34.329
Clienți și conturi asimilate	851.972	723.448
Alte active financiare	135.090	70.085
Numerar și echivalente de numerar	933.661	974.451
Total active circulante	1.951.133	1.802.313
Total active	5.242.995	5.234.278
Capitaluri proprii și datorii
Capitaluri proprii
Capital social, din care:	733.031	733.031
Capital social subscris	733.031	733.031
Prima de emisiune	49.843	49.843
Rezerve legale	116.360	99.407
Rezerve din reevaluare	549.088	603.685
Alte rezerve	56.954	55.695
Rezultat reportat	1.602.438	1.487.645
Total capitaluri proprii	3.107.714.	3.029.306
Datorii pe termen lung
Venituri în avans pe termen lung	429.859	462.721
Împrumuturi	501.930	634.590
Datorii privind impozitele amânate	30.195	34.663
Obligații privind beneficiile angajaților	43.305	34.669
Total datorii pe termen lung	1.005.289	1.166.644
Datorii curente
Datorii comerciale și alte datorii	873.948	776.168
Alte impozite și obligații pentru asigurări sociale	8.611	6.763
Împrumuturi	138.205	167.362
Provizioane	53.802	38.255
Venituri în avans pe termen scurt	38.125	33.408
Impozit pe profit de plată	17.301	16.371
Total datorii curente	1.129.992	1.038.328
Total datorii	2.135.281	2.204.972
Total capitaluri proprii și datorii	5.242.995	5.234.278

ANEXA 2: Contul separat de profit și pierdere pentru semestrul al doilea 2016

[mii lei]	S2 2016	S2 2015
Venituri din exploatare
Venituri din serviciul de transport	551.154	605.468
Venituri din servicii de sistem	349.816	361.530
Venituri din piata de echilibrare	447.467	570.926
Alte venituri	24.446	20.514
Total venituri	1.372.882	1.558.439

Cheltuieli de exploatare
Cheltuieli pentru operarea sistemului	(110.274)	(110.313)
Cheltuieli privind piata de echilibrare	(447.467)	(570.926)
Cheltuieli privind serviciile de sistem tehnologic	(228.054)	(274.069)
Amortizare	(160.549)	(158.277)
Cheltuieli cu personalul	(127.151)	(102.275)
Reparatii si mentenanta	(52.866)	(49.719)
Cheltuieli cu materiale consumabile	(3.938)	(3.917)

Alte cheltuieli din exploatare	(71.096)	(90.558)
Total cheltuieli din exploatare	(1.201.395)	(1.360.053)

Profit din exploatare	171.486	198.386

Venituri financiare	11.889	18.002
Cheltuieli financiare	(23.389)	(35.125)
Rezultat financiar net	(11.500)	(17.123)

Profit inainte de impozitul pe profit	159.986	181.263

Impozit pe profit	(29.433)	(31.626)
Profitul exercitiului	130.553	149.637

ANEXA 3: Situația separată a fluxurilor de trezorerie la data de de 31 decembrie 2016

[mii lei]	Perioada de 6 luni incheiată la 31.12.2016	Perioada de 6 luni incheiată la 31.12.2015
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare
Profitul perioadei	130.553	149.637
Ajustari pentru:
Cheltuiala cu impozitul pe profit	29.433	31.626
Cheltuieli cu amortizarea	160.549	158.276
Cheltuieli cu provizioanele din deprecierea creantelor comerciale si a altor creante	17.812	18.103
Venituri din reversarea provizioanelor pentru deprecierea creantelor comerciale si a altor creante	(8.458)	(8.546)
Profit/Pierdere din vanzarea de imobilizari corporale, net	287	317
Reversarea ajustarilor de valoare privind imobilizarile corporale Reversarea neta a ajustarilor de valoare privind provizioanele pentru	2.590	19.974
riscuri si cheltuieli Cheltuieli financiare privind ajustarile pentru pierderea de valoare a	30.818	18.721
imobilizarilor Cheltuieli cu dobanzile, veniturile din dobanzi si venituri nerealizate din	493 11.075	0
diferente de curs valutar		16.854
Fluxuri de trezorerie inainte de modificarile capitalului circulant	375.151	404.961
Modificari in:
Clienți și conturi asimilate	(132.153)	(25.988)
Stocuri	2.883	1.100
Datorii comerciale si alte datorii	196.690	132.150
Alte impozite si obligatii pentru asigurari sociale	(11.804)	(23.123)
Venituri in avans	(11.667)	(17.777)
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare	419.101	471.323
Dobanzi platite	(18.102)	(20.197)
Impozit pe profit platit	(27.471)	(18.817)
Numerar net din activitatea de exploatare	373.529	432.309
Fluxuri de trezorerie utilizate in activitatea de investitii
Achizitii de imobilizari corporale si necorporale	(104.458)	(159.469)
Incasare/(plată) avansuri neutilizate	0	(29.581)
Incasaări din vanzarea de imobilizari corporale	23	0
Dobanzi incasate	1.712	4.120
Dividende incasate	2.429	6.121
Alte active financiare	(135.090)	78.715
Numerar net utilizat in activitatea de investitii	(235.383)	(100.094)
Fluxuri de trezorerie utilizate in activitatea de finantare
Rambursari ale imprumuturilor pe termen lung	(81.231)	(93.883)
Dividende platite	(1.797)	(2.356)
Numerar net utilizat in activitatea de finantare	(83.028)	(96.239)
Cresterea/(Diminuarea) neta a numerarului si echivalentelor de numerar	55.116	235.977
Numerar si echivalente de numerar la 1 ianuarie	974.451	716.438
Numerar si echivalente de numerar la sfarsitul perioadei	55.116	235.977

ANEXA 4: Execuția Bugetului de Venituri și Cheltuieli

	Realizat S2 2015	BVC S2 2016	Realizat S2 2016	Grad de realizare	Grad de realizare
INDICATORI				(%)	(%)
[mii lei]	2	3	4	5=4/3 * 100	6=4/2 * 100
VENITURI TOTALE	1.576.441	1.437.703	1.384.770	96,3	87,8
Venituri totale din exploatare	656.961	663.861	611.194	92,1	93,0
Venituri financiare	18.002	17.685	11.889	67,2	66,0
Venituri din activitatea zero profit	901.478	756.157	761.687	100,7	84,5
CHELTUIELI TOTALE	1.395.178	1.330.245	1.224.784	92,1	87,8
Cheltuieli de exploatare	515.058	557.372	525.874	94,3	102,1
cheltuieli cu bunuri și servicii	207.400	267.964	209.975	78,4	101,2
cheltuieli cu impozite, taxe și vărsăminte asimilate	13.210	11.760	11.225	95,5	85,0
cheltuieli cu personalul	83.994	94.197	95.428	101,3	113,6
alte cheltuieli de exploatare	210.454	183.451	209.246	114,1	99,4
Cheltuieli financiare	35.125	27.333	23.389	85,6	66,6
Cheltuieli din activitatea zero profit	844.995	745.540	675.521	90,6	79,9
REZULTATUL BRUT (profit)	181.263	107.458	159.986	148,9	88,3

Indicator	Formula de calcul	31.12.2016	31.12.2015
Indicatori de profitabilitate
a) EBITDA în total vânzări	EBITDA Cifra de afaceri	0,56	0,57
b) EBITDA în capitaluri proprii	EBITDA Capitaluri proprii	0,22	0,25
c) Rata profitului brut	Profit brut Cifra de afaceri	0,28	0,32
d) Rata rentabilităţii capitalului	Profit net Capitaluri proprii	0,09	0,12
Indicatori de lichiditate
a) Indicatorul lichidităţii curente	Active circulante Datorii pe termen scurt	1,73	1,74
b) Indicatorul lichidităţii imediate	Active circulante Stocuri Datorii pe termen scurt	1,70	1,70
Indicatori de risc
a) Indicatorul gradului de îndatorare	Capital împrumutat Capitaluri proprii	0,21	0,21
b) Rata de acoperire a dobânzii	EBIT	14,65	15,75

ANEXA 5: 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.

-

<-- PDF CHUNK SEPARATOR -->

CNTEE Transelectrica SA Societate administrata in sistem dualist

Situatii financiare separate la data si pentru exercitiul financiar incheiat la 31 decembrie 2016

Intocmite in conformitate cu Ordinul Ministrului Finantelor Publice nr. 2844/2016 pentru aprobarea Reglementarilor contabile conforme cu Standardele Internationale de Raportare Financiara

Deloitte Audit S.R.L. Şos Nicolae Titulescu nr. 4 8 intrarea de est. Etajul 2-zona Deloitte şı etajul 3 Sector 1, 011 141, Bucureşti România

Tel.: +40 21 222 16 61 Fax: +40 21 222 16 60 www.deloitte.ro

RAPORTUL AUDITORULUI INDEPENDENT

Acționarilor Societății C.N.T.E.E. Transelectrica S.A.

Raport cu privire la situațiile financiare individuale

Opinie

1 . Am auditat situațiile financiare individuale ale C.N.T.E.E. Transelectrica S.A. ("Societatea"), care cuprind situația individuala a poziției financiare la data de 31 decembrie 2016 și situația individuala a rezultatului global, situația individuala a modificărilor capitalunilor proprii și situația individuala a fluxurilor de trezorente exercițiului încheiului
respoctivă, și nota la cibratilor de trezorerie aferente exercițiului încheiat la data respectivă, și note la situațiile financiare îndividuale, inclusiv un sumar al politicilor problement al politicilor problement politicilor problement politicilor proble contabile semnificative.
1. În opinia noastră, situațiile financiare individuale anexate prezintă fidel, sub toate aspectele semnificative poziția financiară individuale a Societății la data de 31 doce 2016, și performanța să finalizatură individuala și fluxurile sale îndividuale de trezorerie aferente exercițiului în al muluia și nuzului și nuxuriie sule îndividuale ue îte Internaționale de Raportare Financiară adoptate de Uniunea Europeană.

Baza pentru opinie

Am desfășurat auditul nostru în conformitate cu Standardele de Audit adoptate de Camera Auditorilor Financiari din Românie, care sunt Standardele Internaționale de Căliteră.
Responcabilitățile pendre în baza care sunt Standardele Internaționale de Audit (ISA-uri Responsabilitățile noastre în baza acestor standardene înterneționilăre de Audii (13A-11)
Responsabilitățile sudițarul i într-"Responsabilitățile audital într-un audit al situațiilor financiare" din raportul nostru.
Suntem indenendarți fați fotrului într-un audit al situațiilor financiare" din rapor Suntem independenți față de Societate, conform Codului Etic al Profesioniștilor Contabili (Codul IESBA) emis de Consiliul pentru Standarde Internaționale de Etică pentru Contabili
Peazm îndeplinit relefolici rese ne-am îndeplinit celelal politiră acămeniale de Incendide de Luca pentu Colităbili și
de audit no care la are chități austiliități etice, conform Codului IESBA. Credem că pr de audit pe care le-am obținut sunt suficini countil LESBA. Credența propri
oninia noastră opinia noastră.

Aspectele cheie de audit

Aspectele cheie de audit sunt acele aspecte care, în baza raționamentului nostru profesional, au avut cea mai mare importanță pentru auditul situațiilor financiare individuale din perioada curentă. Aceste aspecte au fost abordate în contextul auditului situațiilor financie in ansamblu și în formarea opiniei noastre asupra acestora și nu oferim o opinie separată cu privire la aceste aspecte.

Am determinat ca nu exista aspecte cheie de audit de comunicat in raportui nostru.

Avmir Dolor se creatio a le l'octo l'octor l'octorial contraste cu fasenere imala di Alaware a l'arceres and commentar a la comentar a l'esta comentar a l'esta comentario de ພຣີເນ()ເຈົ້າ ປະເທດ ບໍ່ 120120303 a productions and concert combine considere ministra ministra le a limited ministra ne acesso. A care care a control connistic in a fitners in a fitners in a fitners in a fit vă sugăm să actesati vava delo ne com/reinespre

Raport asupra raportului administratorilor

Administratorii sunt responsabili pentru întocmirea și prezentarea raportului administratorilor în conformitate cu cerințele Ordinul Ministrului Finanțelor publice nr. 2844/2016 pentru aprobarea Regiementarilor contabile conforme cu Standardele Internaționale de Raportare Fincipie contabile conforme cu Standareele
ulterioare, articolul pr. 20- zanațiară adoptate de Uniunea Europeană cu modificările uiterioare, articolul nr. 20, care să nu conțină denaturări semnificative și pentru acel control intern pe care conducerea îl consideră necesar pentru a permita ac
ranortului administratorilor sare a în consideră necesar pentru a permite întocmirea raportului administratorii consideru necesar pentru a permite intectirea
sau erorii sau erorii.

Raportul administratorilor nu face parte din situațiile financiare individuale.

Opinia noastră asupra situațiilor financiare individuale nu acoperă raportul administratorilor.

În legătură cu auditul nostru privind situațiile financiare individuale, noi am citit raportul administratorilor anexat situațiilor financiare individuale și raportăm că:

a) în raportul administratorilor nu am identificat informații care să nu fle consecvente, în toate aspectele securiler me ani lucinații care să nu ne consecu
individuale anoxator individuale anexate;
b) raportul administratorilor identificat mai sus include, în toate aspectele semnificative, informațiile cerute de Ordinul Ministrului Finanțelor publice nr. 2844/2016 pentru aprobarea Reglementarilor contabile conforme cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară ade Uniunea Europeană cu modificările ulterilaționile de articolul nr. 20, (reglementări contabile privind situațiile ulterioare,
si situațiilo financiare aserii i contabile privind situațiile financiare anuale îndividuale și situațiile financiare anuale consolidate);
c) în baza cunoștințelor și înțelegerii noastre dobândite în cursul auditului situațiilor financiare individuale pentru exercițiul financiar în cursul audutuil situațiilor
Cu priviro la Serietete și la matii financiar încheiat la data de 31 decembrie 2016 cu privire la Societate și la mediul acesteia, nu am identificat informații incluse în raportul administratorilor care să fie eronate semnificativ

Responsabilitățile conducerii și ale persoanelor responsabile cu guvernanța pentru situațiile financiare individuale

1. Conducerea este responsabilă pentru întocmirea și prezentarea fidelă a situațiilorii financiare individuale în conformitate cu Standardela îndela a situațiilori
  Financiare individuale în conformitate cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară adoptate de Univerilice ca Standarucie înternaționale de Raportale
  conducerea îl consideră pentru acei contru acei control intern pe care conducerea îl consideră necesar pentru a permite întocmirea de situații întern pe care
  individuale lincito de dezaturăți sau cit individuale lipsite de nocesser pentru a o permite întochinea de situații financiare
  îndividuale lipsite de denaturări semnificative, cauzate fie de fraudă, fie de eroare.
1. Î În întocmirea situațiilor financiare individuale, conducerea este responsabilă pentru aprecierea capacității Societății de a-și condicerea este responsabilă pentru
  aspectele referitore la continula activitatea, prezentând, dacă este cazul, aspectele referitoare la continul activității și utilizand contabilitatea este asultatea pe baza continultății activității, cu remenia care contanul contaniiatea pe baza
  Societatea sau să oprosiviile, fin care conducerea fie intenționează să lichideze Societatea sau să operațiunile, fie nu are conducerea îne întenționează să licinde
  acestora acestora.
1. Persoanele responsabile pentru sunt responsabile pentru supravegherea procesului
  de raportare financiară al Secietii de raportare financiară al Societății.

Responsabilitățile auditorului într-un audit al situațiilor financiare individuale

1. Obiectivele noastre constau în obținerea unei asigurări rezonabile privind măsura în care situațiile financiare în ansamblu, sunt lipsite de denaturări semnit masură în în confi cauzate fie de fraudă, fie de eroare, precum și în emiterea unui raport al auditorului care include opinia noastră, Asigurarea rezonabilă reprezintă un nivel ridicat de asiguralii care
  nu este o garanție a fantului aă ve sudiți la confinită un nivel ridicat de asig nu este o garanție a fapilul că un audit desfășurat în moei noică. De asigurălă
  Internaționale de Auditura detecte în conformitate cu Standardele Internaționale de Audit va detecta întoticaciit în conformăte cu Stăndardele
  există. Depaturățilo oat fi spunste fin de franții în conformate semnificativă, dacă aceasta există. Denaturările pot fi cauzate fincia fraudă, fie de eroare și sunt considerate semnificative dacă se preconiza, în mode, ne ue eroare și suni considerate
  cumulat, vor influenta dociziilia asesceniza, în mod rezonabil, că acestea, individual sau cumulat, vor influența decinize, în mod rezonabil, că acestea, îndividul sâu
  financiare Individuale financiare Individuale.
1. Ca parte a unui audit în conformitate cu Standardele Internaționale de Audit, exercităm raționale de conformitate că Staficardele Internațibilale de Audiț, exercităm
  raționale și menținem scepticismul profesional pe parcursul auditului. De asemenea:
2. Identificăm şi evaluăm riscurile de denaturare semnificativă a situaţiilor financiare
  individuale, cauzată flo de fraudă, fin l individuale, cauzată fie de fraudă, fie de eroare, proiectăm și executăm proceduri de audit ca răspuns la resperi și obținem probe de audit suficiente și adeculuil de
  nentru a furniza o bază acțiun scricuri și obținem probe de audit suficiente și adecvate pentru a furniza o bază pentru opinia noastră. Riscul de audii sunciente și adecuriei.
  Sempificațivo cauzate de fraulă opinia noastră. Riscul de nedetectare a unei denaturări semnificative caudă este mai ridicat de necetectare a unei denal
  denaturări campilicativa cauntile decât cei de nedetectare a unei denaturări semnificative cauzate de eroare, de neuece frauda poate presupune înțelegeri secrete, fals, omisiuni acoarece nudua poate presupure
  ințern intern.
3. Înțelegem controlul intern relevant pentru audit, în vederea proiectării de proceduri de audit adecvate circumstanțelor, dar fără a avea scopul de a exprima o opinie asupra
  eficacității controlului intern al Castetății eficacității controlului intern al Societății.
4. Evaluăm gradul de adecvare a politicilor contabile utilizate și caracterul rezonabil al estimărilor contabile și al prezentărilor aferente administri rezonale
  conducere conducere.
5. Formulăm o concluzie cu privire la gradul de adecvare a utilizării de către conducere a contabilității pe baza confinului ac adecvare a uniizarii de catre conducere a
  obținute, dacă ovică o incriitulii și determinăm, pe baza probelor de audit obținute, dacă există o incertituți și determinăm, pe oază probelor de audit
  care ar nutea genera îndeiei semnificativă cu privire la evenimente sau condiții care ar putea genera îndoieli semnificative privind capacitatea Societății de a-și continua activitatea. În cazul în care concluzionăm că există o incertituline semnificativă, trebuie să atrane cu intrenului că există u niceruluiie
  aferente din situațiilo financienției in raportul auditorului asupra prezentărilor aferente din situațiile financiare in răportul auultului asupra prezentărilor
  peadecvate și ne modificăm asinia. Condiniil neadecvate, să ne modificăm opinia. Concluziile noastre prezentării
  audit obținute nână la decicaziile noastre se bazează pe probele de audit obținute până la opriului auditorului. Cu toate acestea, evenimente sau condiții viitoare pot determina Societatea să nu își mai desfășoare activitatea în baza principiului continuității activității.
6. Evaluăm prezentarea, structura și conținutul general al situațiilor financiare individuale, inclusiv al prezentărilor de informații, și măsura în care situațiile financiare
  îndividuale, reflectă transmiilia ci avace în care situațiile financiare individuale reflectă tranzacțiile și misului în cere situațiile înformației
  prozecțiile și evenimentele de bază într-o manieră care realizează prezentarea fidelă.
1. Comunicăm persoanelor responsabile cu guvernanța, printre alte aspecte, aria planificată și programarea în timp a auditului, precum și princie aspecte, aria planiitată
  nrice deficiente somnificative ale supere și principalele constatări ale auditului, inclusiv orice deficiențe semnificative, precuri și principaleie constalul, nicibili, includi
  auditului auditului.
1. De asemenea, furnizăm persoanelor responsabile cu guvernanța o declarație că am respectat cerințele etice relevante privind independența și că le-am comunicat tate relațiile și alte aspecte despre care ș-ar putea presupune, în mod rezonabil, că nec
  afectează indopendanța și asele s-ar putea presupune, în mod rezonabil, că ne afectează independența și, acolo unde este cazul, măsurile de protecție aferente.
1. Dintre aspectele comunicate cu persoanele responsabile cu guvernanța, stabilim care sunt aspectele cele mai importante pentru auditul situațiilor financiare individuale din perioada curentă și care reprezintă, prin a asecte cheie înformalităre înformalie din perioada
  ranortul auditorului, cu oxentia scrubii în audit. Descriem aceste aspecte în raportul auditorului, cu excepția cazului în care legile sau regiementările interzio prezentarea publică a aspectului sau a cazului în care, în circumentariie înterne
  determinam că un aspectului sau a cazului în care, în circumstanțe extrem de rare, determinam că un aspect nu ar trebui comunicat în raportul nostru deoarece se preconizează în mod rezonabil ca beneficiile interesului public să fie depășite de consecințele negative ale acestei comunicări.

Partenerul de misiune al auditului pentru care s-a întocmit acest raport al auditorului independent este Zeno Căprariu.

Zeno Căprariu, Director Audit İnregistratla Austreti Financiari din România cu certificatul n 3/18 01 În nume e:

DELOITTE AUDIT S.R.L.

Înregistrată la Camera Auditorilor Financiari din România cu certificatul nr. 25/25.06.2001

București, România 21 martie 2017

CNTEE Transelectrica SA Situatia separata a pozitici financiare la 31 decembrie 2016 (Toate sumele sunt exprimate in LEI, daca nu este indicat alifel)

	Nota	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Active
Active imobilizate
Imobilizari corporale	5	3.189.591.544	3.341.450.716
Imobilizari necorporale	б	14.457.314	34.569.691
Imobilizari financiare	27	78.038.750	55.944.450
Creante pe termen lung	7	9.774.959
Total active imobilizate		3.291.862.567	3.431.964.857
Active circulante
Stocuri	8	30.409.648	34.328.954
Creante comerciale si alte creante	9	851.971.683	723.447.541
Alte active financiare	10	135.090.000	70.085.000
Numerar si echivalente de numerar	II	933.661.193	974.451.258
Total active circulante		1.951.132.524	1.802.312.753
Total active		5.242.995.091	5.234.277.610
Capitaluri proprii si datorii
Capitaluri propril
Capital social, din care:		733.031.420	733.031.420
- Capital social subscris		733.031.420	733.031.420
Prima de emisiune		49.842.552	49.842.552
Rezerve legale		116.360.295	99.407.385
Rezerve din reevaluare		549.088.226	603.684.792
Alte rezerve		56.953.728	55.694.602
Rezultat reportat		1.602.438.193	1.487.644.971
Total capitaluri proprii	12	3.107.714.414	3.029.305.722
Datorii pe termen lung
Venituri in avans pe termen lung	13	429.858.527	462.721.487
mprumuturi	14	501.929.998	634.589.744
Datorii privind impozitele amanate	17	30.195.003	34.663.246
Obligatii privind beneficiile angajatilor	15	43.304.975	34.669.295
Total datorii, pe termen lung		1.005.288.503	1.166.643.772

Notele atasate fac parte integranta din aceste situatii financiare separate.

CNTEE Transelectrica SA Situatia separata a pozitiei financiare la 31 decembrie 2016 (Toate sumele sunt exprimate in LEI, daca nu este indicat altfel)

	Nota	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Datorii curente
Datorii comerciale si alte datorii	16	873.948.200	776.167.704
Alte impozite si obligatii pentru asigurari sociale	19	8.611.209	6.763 363
Imprumuturi	14	138.204.932	167.362.315
Provizioane	16	53.801.778	38.255.213
Venituri in avans pe termen scurt	13	38.125.074	33.408.244
Impozit pe profit de plata	17	17.300.981	16.371.277
Total datorii curente		1.129.992.174	1.038.328.116
Total datorii		2.135.280.677	2.204.971.888
Total capitaluri proprii si datorii		5.242.995.091	5.234.277.610

Situatiile financiare separate atasate au fost aprobate de catre conducere la data de 21 martie 2017 si seninate in numele acesteia de catre:

Directorat, Ion - Toni TEAL Constantin VADUVA Membra Difectorat Presedinte Diffett Transchetrics
DIRECTORAT 1 405 Cristina STOIAN Director Directia Eponomica si Strategie Financiara

Octavian DOHAN Membru I Pirectorat

( Mircea - Toma MODRAN Membru Directorat 21.03.201

Veronica CRISU Manager Departament Contabilitate

Contul separat de profit si pierdere pentru exercitiul incheiat la 31 decembrie 2016 (Toate sumele sunt exprimate in LEI, daca nu este indicat alifel)

	Nota	2016	2015
Venituri
Venituri din serviciul de transport		1.146.256.800	1.284.807.593
Venituri din servicii de sistem		716.339.587	731.205.273
Venituri privind piata de echilibrare		814.079.670	923.035.364
Alte venituri		45.827.232	45.537.871
Total venituri	20	2.722.503.289	2.984.586.101
Cheltuieli din exploatare
Cheltuieli pentru operarea sistemului	21	(230.756.782)	(231.851.362)
Cheltuieli privind piata de echilibrare	21	(814.079.670)	(923.035.364)
Cheltuieli privind serviciile de sistem tehnologice	21	(561.027.373)	(637.652.613)
Amortizare		(323.363.219)	(318.482.384)
Cheltuieli cu personalul	22	(211.867.366)	(186.314.044)
Reparatii si mentenanta		(88.394.391)	(88.514.482)
Cheltuieli cu materiale si consumabile	8	(7.675.889)	(8.456.529)
Alte cheltuieli din exploatare	ਸਤ	(133.720.367)	(141.624.454)
Total cheltuieli din exploatare		(2.370.885.057)	(2.535.931.232)
Profit din exploatare		351.618.232	448.654.869
Venituri financiare		29.960.030	48.093.549
Cheltuieli financiare		(46.988.308)	(66.925.882)
Rezultat financiar net	24	(17.028.278)	(18.832.333)
Profit inainte de impozitul pe profit		334.589.954	429.822.536
Impozit pe profit	17	(62.228.411)	(69.768.069)
Profitul exercitiului		272.361.543	360.054.467
Rezultatul de baza si diluat pe actiune (lei/actiune)	18	3.7155	4,91

Situatiile financiare separate atasate au fost aprobate de catre conducere la data de 21 martie 2017 si semnate in numele acesteia de catre:

Directorat, Ion - Toni TE in VADUA Octavian IQHAN ાડામ Mircea - Toma MOPRAN Membra Directorat Presedinte Bill Lirectorat Membru Directofat Transclectrical
DIRECTORAT 21.03 8017 1 Cristina STC (AN SC - 1) - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 -Veronica ,CRISU Manager Departament Contabilitate

Notele atasate fac parte integranta din aceste situatii financiare separate.

CNTEE Transelectrica SA Situatia separata a rezultatului global pentru exercitiul financiar incheiat la 31 decembrie 2016 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, daca nu este îndicat altfel)

	Nota	2016	2015
Profitul exercitiului		272.361.543	360.054.467
Alte elemente ale rezultatului global Elemente care nu vor fi reclasificate in contul de profit si pierdere, din care:
- Efectul impozitarii aferent rezervei din reevaluare		-	(10.715.470)
- Surplus din reevaluarea imobilizarilor corporale			48.663.173
- Pierdere actuariala aferente planului de beneficii determinate	15	(958.650)	(8.345.968)
Alte elemente ale rezultatului global (AERG)		(958.650)	29.601.735
Rezultatul global total		271.402.893	389.656.202

Situatiile financiare separate atasate au fost aprobate de catre conducere la data de 21 martie 2017 si semnate in numele acesteia de catre:

Octavian LOHAN

Directorat, Ion - Toni TE ADUVA nstantin Presedinte Bru lempilu irectorat Transclectrics
DIRECTORAT 1 400 Cristina STOIAN

Membru Directorat

Mircea - Toma MODRAN Membry Directorat 21.03.2017

Director Directia Economica si Strategie Financiara

Veronica CRISU Manager Departament Contabilitate

Notele atasate fac parte integranta din aceste situatii financiare separate,

Situatia separata a modificarilor proprii pentru exercitiul financiar incheiat la 31 decembrie 2016 1.8 15 T PT romals cunt sunt (Toate .

	. I have a more of the many of the many of the many of the many of the many of the many of the many of the many of the many of the many of the many of the many of the many of
















die sumele sunt exprimate in LEI, dacă nu este îndicat altfel)	and the program and the comments of the comments of the comments of the comments of the comments of

	social Capital	Prime de emisiune	Rezerve legale	Rezerve din reevaluare	Alte rezerve	Rezultat reportat	Total
Sold la 1 ianuarie 2015	733.031.420	49.842.552	78.424.484.	615.407.592	23.660.704	1.312.739.568	2.813.106.320
Profitul exercitiului						360.054.467	360.054.467
Recunoastere pierderi actuariale aferente planului de beneficii determinat Datorie privind impozitul amanat aferent rezervei din reevaluare Alte elemente ale rezultatului global, din care: Surplus din reevaluarea imobilizarilor corporale				(10.715.470) 48.663.173		(8.345.968)	(8.345.968) 48.663.173 (10.715.470)
Total aite elemente ale rezultatului global				37.947.703		(8.345.968)	29.601.735
Total rezultat global al perioadei			1	37.947.703		351.708.499	389.656.202
Transferul rezervelor din reevaluare in rezultatul reportat Majorarea rezervei legate Alte clemente Alte elemente			20.982.901	(49.670.503)	27.200	(20.982.901) 49.670.503
Total alte elemente			20.982.901	(49.670.503)	127.200	28.687.602	127,200
Subventii aferente imobilizarilor de natura patrimoniului public (vezi Contributii de la si distribuiri catre actionari Distribuirea dividendelor Nota 12)					31.906.698	(205,490,698)	31.906-698 (205.490.698)
Total contributii de la si distribuiri catre actionari					31.906.698	(205.490.698)	173.584.000)
Sold la 31 decembrie 2015	733.031.420	49.842.552	99.407.385	603.684.792	55.694.602	1.487.644.971	3.029.305.722

Situatiile financiare separate atasate au fost aprobate de catre conducere la data de 21 martie 2017 si sennate in numele acesteia de cate:

Notele atasate fac parte integranta din aceste situatii financiare separate.

Situatia separata a modificarilor capitalurilor proprii pentru exercitiul financiar incheiat la 31 decembrie 2016 (Toa

ate sumele sunt exprimate în LEI, daca nu este 7 r P 1	I

	Capital social	Prime de emisiune	Legale Rezerve	din reevaluare Rezerve	rezerve Alte	reportat Rezultat	Tota
Sold la 1 ianuarie 2016	733.031.420	49,842.552	99.407.385	603.684.792	55.694.602	1,487.644.971	3.029.305.722
Rezultat global al perioadei Profitul exercitiului						272,361.543	272.361.543
Recunoastere pierderi actuariale aferente planului de beneficiideterminat Alte clemente ale rezultatului global, din care:						(958.650)	(958.650)
Total alte clemente ale rezultatului global						(958.650)	(958.650)
Total rezultat global al perioadei						271.402.893	271.402.893
Transferul rezervelor din reevaluare in rezultatul reportat Majorarea rezervei legale Alte clemente Alte elemente			16.952.910	(54.596.566)		(16.952.910) 54.596.566	1
Total alte elemente			16.952.910	(54.596.566)		37.643.656
Subventii aferente imobilizarilor de natura patrimoniului public (vezi Nota 12) Contributii de la si distribuiri catre actionari Distribuirea dividendelor					1.259.126	194.253.3271	1.259.126 (194.253.327)
Total contributii de la si distribuiri catre actionari					1.259.126	(194.253,327)	(192.994.201)
Sold la 31 decembrie 2016	733.031.420	49.842.552	116.360.295	549.088.226	56,953.728	1.602.438.193	3.107.714.414

Situatiile financiare separate au fost aprobate de catre conducere la data de 21 martie 2017 si semnate in numele acesteia de cate:

Notele atasate fac parte integranta din aceste situatii financiare separate.

Situatia separata a fluxurilor de trezorerie pentru exercititul financiar incheiat la 31 decembrie 2016
(Toate sumele sunt exprimate in LEI, daca nu este indicat altfel)

	2016	2015
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare:
Profitul perioadei	272.361.543	360.054.467
Ajustari pentru:
Cheltuiala cu impozitul pe profit	62.228.411	69.768.069
Cheltuieli cu amortizarea	323.363.219	318.482.383
Cheltuieli cu provizioanele din deprecierea activelor curente	32,739.158	30.826.111
Venituri din reversarea provizioanelor pentru deprecierea activelor curente	(11.323.797)	(25.955.273)
Pierdere din vanzarea de imobilizari corporale, net	272.673	1.118.918
Reversarea ajustarilor de valoare privind imobilizarile corporale	4.736.607	23.220.964
Reversarea neta a ajustarilor de valoare privind provizioanele pentru riscuri si
cheltuieli	22.821.573	12.081.959
Chelluieli financiare privind ajustarile pentru pierderea de valoare a imobilizarilor	493.000
Cheltuieli cu dobanzile, veniturile din dobanzi si venituri nerealizate din diferente de
curs valutar	16.967314	18.768.695
Fluxuri de trezorerie inainte de modificarile capitalului circulant Modificari in:	724.659.701	808.366.294
Clienti si conturi asimilate - energie si alte activitati	(38.582.866)	116.216.511
Clienti - echilibrare	(100.325.112)	91.960.770
Clienti - cogenerare	(20.438.116)	118.440.683
Stocuri	3.919.306	1.351.564
Datorii comerciale si alte datorii - energie si alte activitati	(67.341.791)	(112.899.968)
Datorii - echilibrare	122.122.565	(94.213.957)
Datorii - cogenerare	6.642.675	21.184.221
Alte impozite si obligatii pentru asigurari sociale	1.847.846	(814.524)
Venituri in avans	(26.887.004)	(57.801.177)
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare	605.617.204	891.790.417
Dobanzi platite	(25.002.612)	(30.710.768)
Impozit pe profit platit	(65.766.950)	(55.746.308)
Numerar net din activitatea de exploatare	514.847.642	805.333.341
Fluxuri de trezorerie utilizate in activitatea de investitif
Achizitii de imobilizari corporale si necorporale	(171.758.870)	(213.560.675)
Incasare din avansuri platite in exercitiul financiar anterior si neutilizate	29.581.392	(29.581.392)
Incasari din vanzarea de imobilizari corporale	37.001
Dobanzi incasate	5.297.687	11.729.285
Dividende incasate	3.038.332	7.072.102
Alte active financiare	(65.005.000)	78.715.000
Numerar net utilizat in activitatea de investitii	(198.809.458)	(145.625.680)
Fluxuri de trezorerie uțilizate în activitatea de finanțare
Rambursari ale imprumuturilor pe termen lung	(162.486.218)	(196.387.449)
Dividende platite	(194.342.031)	(205.306.527)
Numerar net utilizat în activitatea de finantare	(356.828.249)	(401.693.976)
(Diminuarea)/cresterea neta a numerarului si echivalentelor de numerar	(40.790.065)	258.013.685
Numerar si echivalente de numerar la 1 îanuarie (vezi Nota 11)	974.451.258	716.437.573
Numerar si echivalente de numerar la sfarsitul perioadei (vezi Nota 11)	933.661.193	974.451.258

Situatile financiare separate au fost aprobate de catre conducere la data de 21 martie 2017 si sennate in numele acesteia de catre:

ansport . Directorat, TransslecoMembru Directorat
DIRECTORAT Ion - Toni TE Presedinte I Cristina STOIAN Director Directia Economica si Strategie Financiara 5 of the

Octavian DoHAN
Membra Directorat
Membra Directorat
TV

/ Mircea - Toma MODRAN
Membru Directorat 1-23. 451

Veronica CRISU Manager, Departament Contabilitate Pr

1. DESCRIEREA ACTIVITATII SI INFORMATII GENERALE

Principala activitate a CNTEE Transelectrica SA ("Compania") consta in: prestarea serviciului de transport al energiei electrice si al serviciului de sistem, operator al pietei de echilibrator al schemei de sprijin de tip bonus, alte activitati conexe. Aceste activitati se desfasoara in conformitate cu prevederile licentei de finctionare nr. 161/2000 emisa de ANRE, actualizata prin Decizia ANRE nr. 270/04.02.2015, a Conditiilor generale asociate licentei aprobate prin Ordinui ANRE nr. 104/2014 si a certificarii finale a Companiei ca operator de transport şi sistem al Sistemului Electrenergetic Naţional conform modelului de separare a proprietății ("ownership unbundling").

Adresa sediului social este: Bdul. General Cheorghe Magheru nr. 33, Bucuresti, sectorul 1. In prezent, activitatea executivului Companiei se desfasoara in cadrul punctului de lucru din Strada Olteni nr. 2-4 sector 3, Bucuresti.

Situatiile financiare separate la 31 decembrie in conformitate cu Ordinul Ministrului Finantelor Publice nr. 2844/2016 pentru aprobarea Reglementarilor conforme cu Standardele Internationale de Raportare Financiara sunt disponibile la punctul de lucru al Companiei situat in Strada Olteni nr. 2-4 sector 3, Bucuresti.

Incepand cu 2006, actiunile Companiei sunt tranzactionate pe Bursa de Valori Bucuresti sub simbolul TEL.

In conformitate cu Hotararea Adunarii Generale Extraordinara a Actionarilor din data de 18 iulie 2012, Compania a trecut de la sistemul de administrare unitar la sistemul de administrare dualiza separarea clara a activitatii de management de activitatea de control. Astfel, Compania este administrata de un Directorat, sub supravegherea unui Consiliu de Supraveghere.

Infintarea Companiei

In conformitate cu Hotararea Guvernului ("HG") nr. 627 privind reorganizarea Companiei Nationale de Electricitate - SA ("Entitatea predecesoare"), emisa in data de 31 iulie 2000 de catre Guvernul Romaniei, aceasta a fost divizata in patru entitati nou create ("Entitatile succesoare"). Actionarul unic al Entitatilor succesoare a fost Statul Roman, prin intermediul Ministerului Economiei ("ME"). In urma acestei reorganizari, a fost infintata CNTEE Transelectrica SA, ca societate pe actiuni si cu principal obiect de activitate transportul, dispecerizarea si administrarea pietei de energie electrica.

Dupa cum este prezentat in Nota 12, la 31 decembrie 2016, actionarii sunt: Statul Roman prin Ministerul Economiei, Comerţului şi Turismului care detine un numar de 43.020.309 actiuni (58,69%), alti actionari persoane juridice cu 25.797.725 actiuni (35,19%) si alti actionari persoane fizice cu 4.485.108 actiuni (6,12%).

În baza prevederilor OUG nr. 86/17.12.2014 "privind stabilitea unor măsuri de reorganizare la nivelul adminiştraţiei publice centrale şi pentru modificarea şi comative" Ministerul Economiei, Comerţului şi Turismului şi Turismului, exercita, incepand cu data de 17 decembrie şi îndeplineste obligaţiilor ce decurg din calitatea de acţionar al statului la Compania Națională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" - S.A.

HG nr. 47/2013 privind organizarea Ministerului Economiei a fost modificata si completata in mod corespunzator prin HG nr. 41/2015.

La data de 20.02.2015, Depozitarul Central SA a inregistrat transferul unui numar de 43.020.309 actiuni (reprezentand 58,68% din capitalul social) emise de CNTEE Transelectrica SA, din contul Statului Roman reprezentat de Guvern prin Secretariatul General la Guvernului in contul Statului roman prin Ministerul Economiei, Comertului si Turismului, ca urmare a punerii in aplicare a prevederilor OUG nr. 86/2014.

In baza prevederilor art. 2 din OUG nr. 55/19 noiembrie 2015 privird stabilirea unor măsuri de reorganizare la nivelul administraţiei publice centrale și pentru modificarea unor acte normative, a fost înființat Ministerul Economiei, Comertului si Relațiilor cu Mediul de Afaceri, prin reorganizarea activităților Ministerului Economiei, Comerțului și Turismului, care s-a desflinţat, şi prin preluarea activităţii şi a structurilor în domeniul întreprinderilor mici şi mijlocii şi mediului de afaceri de la Ministerul Energiei, Întreprinderilor Mici şi Mijlocii şi Mediului de Afaceri.

Misiunea Companiei

Misiunea Companiei este asigurantei si securitatii in functionare a Sistemului Energetic National (SEN), cu respectarea normelor si performantelor prevazute de reglementarile tehnice in vigoare si prestarea unui serviçie public pentru toti utilizatorii retelelor electrice de transport, in conditii de transparenta, nediscriminare si echidiștanța pentru toti participantii la piata.

1. DESCRIEREA ACTIVITATII SI INFORMATII GENERALE (continuare)

Alte informatii legate de activitatea Companiei

CNTEE Transelectrica SA a devenit mentru al Uniunii pentru Coordonarea Transportului de Electricitate ("UCTE") in octombrie 2004, iar din luna noiembrie 2004, a devenit membru al Operatorilor Sistemului de Transport European ("OSTE"). Incepand din iulie 2009, a fost creata ENTSO-E prin unificarea UCTE, OSTE si a altor patru Asociatii de Operatori de Transport si Sistem din Europa (OTS) a fost deplin integrata in Reteaua Europeana a Operatorilor de Sisteme de Transport de Energie Electrica ("REOST-E"), reunind 42 OTS-uri din 35 de tari. Activitatea ENTSO-E este regiementata prin legislatia europeana in vigoare (Regulamentul 714/2009)

CNTEE Transelectrica SA este membra afiliata la urmatoarele organisme internationale:

ENTSO E Reteaua Europeana a Operatorilor de Transport si Sistem pentru Energia Electrica;
ア CIGRE - Consiliul International al marilor retele electrice de inalta tensiune;
A LWA ~ Asociatia Internationala a Lucrului sub Tensiune:

CNTEE Transelectrica SA raspunde de functionarea sigura, flabila si eficienta a SEN, indeplinind prevederile Directivei UE 54/2003, art. 9.

Compania are raling de credit monitorizat de rating Moody's Investors Service. Ratingul se refera la profilul general de credit al Transelectrica, neexistand instrumente de Companie cotate separat. Ratingul de credit actual este Bal perspectiva stabila. In cursul a fost imbunatatit cu o treapta, ratingul anterior fiind Ba2.

Mediul legislativ

Activitatea in sectorul energetic este reglementata de Reglementare in Domeniul Energiei ("ANRE"), institutie publica autonoma, care are ca obiect de activitate: elaborarea, aprobarea si monitorizarea aplicarii ansamblului de regiementari obligatorii la nivel nationalii sectorului si pietei energiei electrice, termice si gazelor naturale in conditii de eficienta, concurenta, transparenta si protectie a consumatorilor.

ANRE are ca principale atributii si competente in sectorul energiei termice produse in cogenerate, urmatoarele: acorda, suspenda sau retrage autorizatiile si licentele, elaboreaza si aproba metodologiile de calcul al tarifelor si preturilor reglementate, aproba tarife si preturi reglementate cadru, aproba reglementari tehnice si comerciale etc.

ANRE stabileste tarifele pentru serviciul de transport al energieille de sistem. Prin urmare, decizile luate de catre ANRE pot avea efecte semnificative asupra activitatii Companiei.

Activitatea operationala a Companiei se desfasoara in baza licentei nr. 161/2000 pentru transportul energiei electrice si furnizarea serviciului de sistem emisa de ANRE, valabila pana in 2025, actualizata prin Decizia ANRE nr. 802/18.05.2016 si a Conditiilor generale asociate licentei aprobate prin Ordinul ANRE nr. 104/2014, cu modificarile si completarile ulterioare.

Avand in vedere faptul ca activitatea si veniturile Companiei sunt reglementate de ANRE, cele mai importante riscuri legate de acest aspect sunt urmatoarele:

cadrul de reglementare este relativ recent si este supus permanent schimbarilor, ceea ce poate afecta performantele Companiei:
deciziile ANRE cu privire la adoptarea tarifelor viitoare pot afecta activitatile Companiei;
riscul de volum, respectiv scaderea cantitatii de energie tarifabila ce poate afecta negativ situatiara a Companiei. Incepand cu anul 2017, conform deciziei ANRE, se va efectua simularea aplicarii tarifelor de tip binom, prin introducerea unui tarif de rezervare a capacitatii retelei (componenta tarifara – fixa – pentru putere) complementar tarifului pe energia vehiculata in retea (componenta tarifara – variabila – pentru energie). Implementarea tarifelor de tip binom are ca scop reflectarea mai buna a costurilor utilizarii retelei electrice de transport (prin aplicarea componentei tarifare fixe), optimizarea investițiilor în reteaua electrica de transport si protejarea veniturilor operatorului retelei de transport prin stabilitatea oferita de componenta tarifara fixa.

Certificarea finală a Transelectrica în calitate de OTS al SEN, conform modelului de separare a proprietăţii

În conformitate cu prevederile Legii electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificarile si completarile ulterioare, Autoritatea Naționala de Reglei (ANRE) a aprobat prin Ordinul nr. 164/07.12.2015 ectificatea Companiei Naționale de Transport al Enectice - Sranselectica" SA varier de canor de realor al ori realo al

1. DESCRIEREA ACTIVITATII SI INFORMATII GENERALE (continuare)

Modelul de separare a dreptului de proprietate a devenit disponibil pentru Companie in temeiul Legii nr. 123/2012 a energiei electrice si a gazelor naturale care transpune Directiva 2009/72/CE.

Ordinul ANRE nr. 164/07.12.2015 însoțit de Avizul Comisiei Europene cu numărul C (2015) 7053 final/12.10.2015, ca parte integranta a Ordinului, a fost publicat în 908/08.12.2015 si împreună cu Referatul de aprobare al acestuia se comunica de catre ANRE Comisiei Europene.

Prin acest ordin se pun în aplicare prevederile Uniunii Europene și a celei naționale cu privire la certificarea operatorului de transport şi de sistem.

Notificarea privind certificarea a fost transmisa Uniunii Europene, care a publicat-o in Jurnalul UE în data de 08.01.2016, în conformitate cu Art.10 alin. (2) din Directiva 2009/72/CE.

Tariful pentru serviciul de transport al energiei electrice si serviciul de sistem

Activitatea de transport al energiei electrice este o activitate de interes general energiei electrice, autorizata si monitorizata de o autorilate publica (serviciu public), cu caracter de monopol natural. Tarifele practicate de Companie pentru serviciile de transport si de sistem sunt stabilite si aprobate de ANRE (a se vedea Nota 20).

Baza activelor reglementate ("BAR")

Determinarea tarifului de transport are la baza activelor reglementate. Baza activelor reglementate include valoarea neta a activelor corporale corespunzatoare patrimoniului privat al Companiei si valoarea neta a activelor apartinand domeniului public al statului finantate integral din surse proprii, recunoscute de ANRE si utilizate in prestarea serviciului de transport al energiei electrice.

Activele rezultate in urma unor investiti realizate suplimentar cu aprobarea autoritatii de reglementare, datorita unor conditii exceptionale fata de programul de investitii aprobat initial la inceputul perioadei de regiementare, se introduc in BAR în perioada respectiva de regiementare a fost în cadei de regiementare a fost înregistrata o economie valorica si numai in limita acesteia, sau vor fi incluse in BAR la inceputul urmatoarei perioade de reglementare, la valoarea de amortizat, daca nu a fost realizata o economie valorica.

In anul 2016, rata regiementata a rentabilitatii activitatea de transport al energici electrice a fost de 7,7%, valoare stabilita de ANRE pentru perioada de reglementare curenta.

Includerea Transelectrica în indicii bursieri locali si internationali

Incepand cu data de 29.08.2006 actiunile emise de Transelectrica sunt tranzactionate pe piata reglementata, administrata de BVB, la categoria I, sub simbolul TEL. Actiunile Transelectrica fac parte din indicele BET [indice care reflecta evolutia celor mai tranzactionate 10 companii de pe Piata Reglementata a BVB, exclusiv societatile de investitii financiare (SIF-uri)] cu o pondere de 4,11% la data de 31 decembrie 2016 (31 decembrie 2015: 3,66%), avand o capitalizare bursiera de 2.140.451,746 la 31 decembrie 2016 (31 decembrie 2015: 2. 136.786.589).

Transelectrica este inclusă de asemenea în indicii bursieri locali BET-XT-TR, BET-XT-TR, BET-TR, BET-BK, ROTX precum și în indicii înternaționali Dowlones Wilshire Global Indexes (Dow Jones Wilshire Global Total Market Index SM; Dow Jones Wilshire România Index SM; Dow Jones Wilshire Electricity Index SM). Incepand cu data de 5 ianuarie 2015, Compania este incadrata in categoria Premium a pietei reglementate administrate de BVB.

Veniturile Companiei

Principalele activitati generatoare de venituri pentru Companie de prestarea urmatoarelor servicii:

Serviciul de transport al energiei electrice;
Servicii de sistem (serviciul de conducere tehnica operationala a SEN);
Operator al pietei de echilibare.

1. DESCRIEREA ACTIVITATII SI INFORMATII GENERALE (continuare)

Serviciul de transport al energiei electrice

Serviciul de transport consta in asigurarea transmiterii, in conditii de eficienta, a energiei electrice intre doua sau mai multe puncte ale retei electrice de transport ("RET"), cu respectarea standardelor de performanta in vigoare.

Serviciul de transport al energiei electrice (contimuare)

Compania asigura accesul nediscrimatoriu si reglementat tuturor participantilor la piata de energie electrica. Activitatea de transport se deruleaza prin interneciul a opt sucursale cu sediul in: Bucuresti, Bacau, Cluj, Craiova, Pitesti, Sibiu si Timisoara.

Activitatea de transport al energiei elestasurata de Transelectrica consta in asigurarea conditiilor tehnice si in mentinerea parametrilor RET in momentul introducerii/preluarii energiei în/din RET.

Servicii de sistem

Compania are sarcina de a mentine in permanenta functional in conditii de sigurante si cu respectarea standardelor de calitate prevazute in codul tehnice de transport. In acest scop, Compania utilizeaza resurse proprii de sistem functionale si achizitionesza de la producatorii de electricitate servicii de sistem tehnologice.

CNTEE Transelectrica SA prestezza acest serviciu prin utilizarea sistemelor de conducere prin dispecer, in baza unui tarif reglementat si aprobat de ANRE, care se aplica aceleiasi baze - energia electrica livrata consumatorilor - si cuprinde:

tariful pentru servicii de sistem, din care:
- · tariful pentru servicii de sistem functionale.

Serviciile de sistem tehnologice sunt achizitionate in baza unei proceduri reglementata de ANRE, de la producatori, la cererea CNTEE Transelectrica SA, pentru mentinerea nivelului de sigurare al SEN precum si a calitatii energiei transportate la parametrii ceruti de legistatia in vigoare. CNTEE Transelectrica SA refacturezza intreaga valoare a serviciilor de sistem achizitionate de la producatori (ou exceptia componentei de energie activa pentru acoperirea pierderilor in RET) catre furnizorii de energie electrica licentiati de ANRE care beneficiaza in final de aceste servicii.

Serviciile de sistem functionale se refera la serviciile de dispecerizare furnizate de CNTEE Transelectica SA si constau in planificarea si conducerea operationala a SEN, precum si la celelate activitati prestate de CNTEE Transelectrica SA in scopul echilibrarii in timp real a productiei cu consumului de energie electrica in mod sigur cu costuri minime si cu mentinerea nivelului de siguranta in functionare al SEN.

Operator al pietei de echilibrare

In conformitate cu prevederile Codului comercial al pietei angro de energie electrica, piata de echilibrare a fost introdusa si a inceput sa functioneze in Romania in iulie 2005. Scopul acestei pietei este de a asigura echilibrarea balantei productie-consum de energie electrica in timp real, utilizand resurse oferite intr-un sistem concurential.

CNTEE Transelectrica SA este operator al pietei de echilibrare care, pe baza procedurilor aprobate de ANRE, trebuie sa aprobe toti participantii la piata de echilibrare, sa verifice, sa proceseze toate ofertele si sa efectueze procedurile de decontare.

Cogenerare de inalta eficienta

Incepand cu 1 Aprilie 2011, CNTEE Transelectrica SA este administratorul schemei de sprijin pentru promovarea cogenerarii de inalta eficienta. Obiectivul acestei scheme de sprijin este producere a energiei electrice in cogenerare de inalta eficienta, avand avantajul producerii de energie cu emisii poluante reduse. Scopul este de a facilita accesul pe piata a sistemelor de producere in cogenerare de inalta eficienta prin acordarea unui bonus de cogenerare, in conditiile in care costurile de productie a energiei termice in centralele de cogenerare sunt superioare preturilor de piata ale celor doua forme de energie. Schema este destinata producatorilor de energie esternica ce detin sau exploateaza comercial centrale de cogenerare de inalta eficienta, in scopul stimularii efectraçiii noi in sisteme de cogenerare, precum si retehnologizarii centralelor existente.

1. DESCRIEREA ACTIVITATII SI INFORMATII GENERALE (continuare)

Hotarea de Guvern nr. 1215/2009 stabileste cadrul legal, in conformitate cu reglementarile Uniunii Europene, necesar implementarii schemei de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerarii de inalta eficienta, pe baza cererii de energie termica utila, in vederea acoperirii diferentei dintre costul producerii energiei in cogenerare de inalta eficienta si pretul de vanzare al acesteia. ANRE a aprobat valorilor de referinta, pe megawatt ora de energie electrica produsa si livrata in retea din centrale de cogenerare de inalta eficiarii schemei sunt producatori care indeplinesc anumite criterii stabilite de catre ANRE.

In conformitate cu prevederile art. 14 din Hotarea de Guvern nr. 1215/2009, CNTEE Transelectrica SA este desemnata ca fiind responsabila de administrarea schemei de sprijin. Principalele atributii care ii revin Companiei in calitate de administrator al schemei de sprijin, sunt reprezentate de la fumizorii consumatorilor de energie electrica intr-un cont bancar distinct de baza si de plata bonusului catre producatorii de energie electrica si termica in cogenerare de inalta eficienta; incheierea de contracte cu furnizorii pentru colectarea contributiei si cu producatorii care vor fi beneficiarii schemei; verificarea valorii contributiei colectate; emiterea facturilor catre furnizori; returnarea contributiei pentru cogenerarea de inalta firnizorilor care introduc in Romania energie electrica produsa in cogenerare de inalta eficienta in alte state membre ale Uniunii Europene; monitorizarea si raportarea catre ANRE a modului de aministrare a schemei de sprijin; plata bonusului catre producatorii de energie care beneficiaza de schema; plata penalitatilor de intarziere catre producatori pentru neplata bonusului in termenul scadent.

Compania actioneaza ca agent al statului in colectarea lunara a contributiei pentru cogenerare si plata lunara a bonusului si in aceste conditii, operatiunile aferente schemei de sprijin nu influenteaza conturile de venituri si cheltuieli, cu exceptia cheltuielilor proprii de administrare recunoscute de ANRE pentru derularea schemei de sprijin si care se autofactureza.

În data de 08.12.2016, prin Hotărârea Guvernului nr. 925, s-au adoptat modificarea și completarea HG nr.1215/2009 privind stabilirea criteriilor și a condițiilor necesare implementării schemei de sprijin pentru promovaca cogenerării de înală eficiență pe baza cererii de energie termică utilă. Principalele modificări fac referire la urmatoarele aspecte:

pentru primirea bonusului, producătorii să nu înregistreze datorii față de administratorul schemei de sprijin sau să aibă încheiate convenţii de compensare a datoriilor şi creanţelor;
supracompensarea se recuperează conform legislației naționale și a Uniunii Europene în domeniul ajutorului de stat,
supracompensarealbonusul necuvenit rămas neachitat de către producători, pentru care demersurile legale, se va recupera prin includerea sumei în contru cogenerare, conform metodologiei emise de cău: ANRE;
deciziile ANRE referitoare la cuantumul supracompensării sunt obligatorii pentru producători și se pun în aplicare în vederea recuperării prin emiterea unei decizii de către administratorul schemei în conformitate cu legislația în domeniul ajutorului de stat;
închiderea financiară a schemei de sprijin se face în primul semestru al anului de reglenentare elaborat de ANRE

Mecanismul de cuplare prin preţ a pieţelor de energie electrica

In data de 19 noiembrie 2014, Proiectul "4M Market Coupling" care prevede unirea pietelor de energie electrica PZU (Piata Zilei Urmatoare) din Romania, Ungaria, Cehia si Slovacia a intrat in faza de operare.

Din punci de vedere al cadrului de reglementare intern, rofurile şi responsabilităţile operatorilor implicaţi, CNTEE Transelectrica SA și SC OPCOM SA, cat și operațiunile ce se realizează in cadrul cuplarii piețelor sunt prevăzute in Regulamentul de organizare a pieței pentru ziua urmatoare de energie electrica, cu respectarea mecanismului de cuplare prin preţ a pieţelor şi modificarea unor acte normative care regiementează piaţa pentru ziua următoare de energie electrica, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 82/2014 (Regulament).

Modelul țintă pentru piața pentru ziua următoare, bazat pe principiul de cuplare a regiunilor prin preț (PCR - Price Coupling of Regions) utilizează un algoritm unic de corelare a ofertelor și de stabilire a prețului.

In situatia in care cuplarea nu este posibila in cadrul pietei 4M MC, OTS-urile din Romania, Ungaria, Cehia si Slovacia aplica procedurile de fallback, prin care se aloca capacitatea transfrontaliera.

Art. 138 din Regulament prevede că in procesul de postcuplare, Operatorii de sistem (OTS) au rol de agenti de transfer ai energiei electrice rezultate din algoritmul de cuplare ca fiind transferată intre doua zone de ofertare adiacente.

In cadrul mecanismului de cuplare prin pret a pietelor pentru ziua urmatoare, bursele de energie electrica coreșeaza, pe baza de licitatii, tranzactiile cu energie electrica pentru ziua urmatoare, in functie de interconexiglie puba la dispozitie de OTS prin care se realizeaza alocarea implicita a acesteia.

1. DESCRIEREA ACTIVITATII SI INFORMATII GENERALE (continuare)

CNTEE Transelectrica SA, in calitate de OTS, transfera electrica, atat fizic, cat si comercial, catre OTS vecin (MAVIR-Ungaria) si administreza veniturile din congestii pe interconexiunea respectiva (art. 139 din Ordinul ANRE nr. 82/2014), iar in relatie cu SC OPCOM SA are calitatea de Participant Implicit la Piata Zilei Urmatoare,

In calitate de Agent de Transfer si de Participant Implicit, CNTEE Transelectrica SA are sarcina comerciala de a deconta energia tranzactionata intre SC OPCOM SA si MAVIR.

Astfel, in cadrul mecanismului de cuplare prin pret a pietelor regionale, CNTEE Transelectrica SA:

indeplineste rolul de participant implicit pe PZU si are calitatea de agent de transfer;
pune la dispozitie capacitatea de interconexiune pentru livrarea fizica a energiei electrice tranzactionata pe PZU, respectiv trecerea energiei de la o zona de ofertare la alta prin intermediul liniilor de interconexiune, fiind limitata de capacitatea disponibila de transfer a acestora.

Veniturile inregistrate din congestii sunt intre operatorii de transport si de sistem, iar differentele de curs valular se retin sau se asigura, dupa caz, de catre OTS.

La nivelul Companiei s-a aprobat ca tranzactiile aferente mecanismului de cuplare prin pret a pietelor regionale sa nu influenteze conturile de venituri si cheltuieli, cu exceptia veniturilor din managementul congestiilor pe liniile de interconexiune, a veniturilor cu diferentele de curs valutar si a cheltuielilor cu comisioanele bancare rezultate cin decontarea tranzactiilor realizate de Companie in calitate de agent de transfer.

2. BAZELE INTOCMIRII

(a) Declaratie de conformitate

Aceste situatii financiare separate ("situatii financiare") au fost intocrnitate cu Ordinul Ministrului Finantelor Publice nr. 2844/2016 pentru aprobarea Reglementarilor contabile internationale de Raportare Financiara ("OMFP nr. 2844/2016"). In acceptiunea Ordinului nr. 2844/2016, Standardele Internationale de Raportare Financiara reprezinta standardele adoptate potrivit procedurii prevazute de Regulamentul Comisiei Europene nr. 1.606/2002 al Parlamentului European si al Consiliului din 19 iulie 2002 privind aplicarea standardelor internationale de contabilitate ("IFRS UE").

Compania aplica Standardele Internationale de Raportare Financiara adoptate de catre Uniunea Europeana la intocmirea situatiilor financiare separate ale auului 2016 in conformitate cu OMF nr. 881/2012 cu modificarile si completarile ulterioare,

Bazele evaluarii (b)

Situatiile financiare sunt intocmite la cost istorie, cu exceptia imobilizarilor corporale, altele decat imobilizarile corporale in curs, ce sunt evaluate la valoare reevaluata, in timp ce datoriile aferente aranjamentelor de plata pe baza de actiuni cu decontare în numerar sunt evaluate la valoarea justa.

(c) Moneda functionala si de prezentare

Situatiile financiare sunt prezentate in LEI Romanesti ("LEI" sau "RON") conform reglementarilor contabile, aceasta fiind si moneda functionala a Companiei.

(d) Utilizarea de estimari si judecati

Pregatirea situatiilor financiare in conformitate cu IFRS UE presupune din partea conducerii utilizarea unor rationamente profesionale, estimari si ipoteze ce afecteaza politicilor contabile, precum si valoarea recunoscuta a activelor, datoriilor, veniturilor si cheltuielilor, ipoteze privind valoarea justa (a se vedea Nota 4), privind provizioanele si contingente (a se vedea Nota 26), privind recunoasterea fondurilor nerambursabile de primit (a se vedea Nota 13), privind provizioanele pentru pierderi de valoare ale creantelor (a se vedea Nota 9)), privind obligatille aferente tranzactiilor cu plata pe baza de actiuni cu decontare in numerar (Nota 28) si privind obligatiile aferente planurilor de beneficii determinate (Nota 15).

Rezultatele efective pot fi diferite de valorile estimate. Estimarile si ipotezele sunt revizuite periodiç, Revizuirile estimarilor contabile sunt recunoscute in perioada in care estimarile sunt revizuite cat si in perioadele viitoare af

2. BAZELE INTOCMIRII (continuare)

Informatiile cu privire la ipotezele si estimarile care implicative sunt incluse in urmatoarele note:

· Nota 13 estimarea conducerii Companiei cu privire la faptul ca exista o asigurare rezonabila ca vor fi indeplinite conditiile atasate fondurilor nerambursabile si ca fondurile vor fi primite;
Nota 15 evaluarea obligatiilor aferente planurilor de beneficii determinate;
Nota 26 recunoasterea si evaluarea provizioanelor, angajamentelor, ipoteze cheie privind probabilitatea si amploarea unei iesiri de resurse;
· Nota 28 evaluarea obligatiilor privind tranzactiile cu plata pe baza de actiuni cu decontare in numerar.

(d) Utilizarea de estimari si judecati (continuare)

Informatii cu privire la rationamentele politicii contabile in ceea ce priveste acordurile de concesiune a serviciilor sunt prezentate in urmatoarele paragrafe.

Compania (concesionar) a incheiat in 2004 un contract de concesiune cu Ministerul Econcedent) potrivit caruia Compania are dreptul de a utiliza active de patrimoniu reteaua electrica de transport a energiei electrice si terenurile pe care aceasta este amplasata, in schimbul de transport a energiei electrice (Vezi Nota 3 (b)). Avand in vedere ca, majoritatea actiunilor Companiei sunt detinute de catre Stat, conducerea Companiei considera ca aceasta este o companie publica si de acea nu intra sub prevederile IFRIC 12 "Acorduri de concesiune a serviciilor". Avand in vedere ca nu exista alt standard international de raportare financiara specific pentru a serviciilor, Compania a considerat daca va aplica totusi IFRIC 12, pe baza ierarhiei mentionate in SIC 8 "Politici contabile, modificari ale estimarilor contabile si erori", care prevede ca mai intai sa se aiba in vedere prevederile altor IFRS-uri ce trateaza aspecte similare.

In analiza aplicatii IFRIC 12, Compania a considerat daca urmatoarele caracteristici ale acordurilor de concesiune a serviciilor de tip public-privat sunt aplicabile contractului de concesiune incheiat cu ME, la data la care IFRIC 12 trebuie adoptat:

concedentul controleaza sau reglementeaza tipul de servicii pe care concesionarul trebuie sa le presteze in cadrul înfrastructurii, cui trebuie sa le presteze si la ce pret;
concedentul controleaza prin dreptul de beneficiu sau in alt mod orice interes rezidual semnificativ in infrastructura la sfarsitul termenului acordului: 49 ani;
prevederile contractuale ar include aceleasi prevederi, daca acordul ar fi fost incheiat cu o companie privata.

Din analiza caracteristicilor acordurilor de concesiune a serviciilor de tip public-privat se constata urmatoarele:

serviciile prestate de Companie sunt reglementate de ANRE, prin urmare Concedentul Ministerul de resort nu controleaza si nu reglementeaza tipul de servicii pe care Compania trebuie sa le presteze;
la sfarsitul perioadei contractuale, interesul rezidual in infrastructura este aproximativ zero, majoritatea bunurilor apartinand domeniului public al statului fiind complet amortizate;
in prezent nu exista contracte similare, Compania avand pozitie de monopol pentru transportul energiei electrice.

Compania a concluzionat faptul ca o contractului de concesiune potrivit prevederilor IFRIC 12 nu va reflecta substanta economica a tranzactiei, decarece Compania achita o taxa anuala sub forma de redeventa pentru utilizarea activelor mentionate in contractul de concesiune in valoare de 1/1000 din venitul anual realizat din activitatea de transport al energiei electrice, calculata in functie de cantitatea efectiv transportata, taxa ce este semnificativ mai mica decat amortizatea pe care Compania ar fi inregistrat-o pentru active daca contractul de concesiune nu ar fi fost semnat. Drept urmare, IFRIC 12 nu este aplicabil, iar Compania a aplicat politicile contabile asa cum sunt descrise in Notele 3 (a) si (b).

3. POLITICI CONTABILE

Politicile contabile detaliate mai jos au fost aplicate in mod consecteatele prezentate in aceste situatii financiare, cu exceptia aspectelor prezentate in nota 3 litera (x) care prezinta modificarile in politicile conțabile

(A) Imobilizari corporale

। ਦ

Active proprii

lmobilizarile corporale, cu exceptia in curs de executie, sunt prezentate la valoare reevaluata, mai putin amortizarea cumulate din depreciere. Imobilizarile corporale in curs de executie sunt prezentate la cost. Costul activelor construite in regie proprie include costul materialelor, al salariilor directe, estimarea initiala, unde este cazul, a costurilor de demontare a elementelor si restaurarea amplasamentului, si o ota parte a cheltuielilor indirecte.

Recunoastere

Imobilizarile corporale sunt evaluate initial la cost.

Costul include cheltuielile direct atribuibile activului. Costul activelor construite de entitate include:

costul materialelor si cheltuielile directe cu personalul;
alte costuri direct atribuibile aducerii activelor la locul si starea necesar utilizarii preconizate; si
costurile indatorarii capitalizate.

Pentru imobilizarile corporale neutilizate sau uzate se inregistreaza ajustari de depreciere.

Chelnielile ulterioare

Compania recunoaste in valoarea contabilizari corporale costul inlocuirii unei parti a unui element de imobilizare daca la momentul in care costul are loc este probabila generarea catre Companie de beneffeii economice viitoare aferente elementului poate fi evaluat in mod credibil. Toate celelalte costuri sunt recunoscute in contul de profit si pierdere atunci cand acestea au loc.

Amortizarea

Inobilizarile corporale sunt amortizate folosind metoda liniara, pe parcursul duratelor de viata ale acestora, dupa cum urmeaza:

	Durata normala de functionare (ani)

Cladiri si instalatii speciale	40-60
Utilaje si echipamente	15-40
Aparate de masura si control	7-12
Vehicule	5-8
Alte imobilizari corporale	3-5

Terenurile nu se amortizeaza. Atunci canei imobilizari corporale au durate de viata diferite, acestea sunt inregistrate ca elemente separate (componente majore) ale unui activ. Metodele de activelor, duratele de viata utile si valorile reziduale sunt revizuite la fiecare data de raportare si ajustate daca este cazul.

Reevaluarea

Compania a optat pentru prezentarea imobilizarilor corporale la valoarea reevaluata, cu imobilizarilor corporale in curs de executie ce sunt prezentate la cost îstoric.

Reevaluatiie se efectueaza de experti evaluatorii, cu suficienta regularitate astfel incat valoarea contabila sa nu difere in mod semnificativ de valoarea care poate fi determinata pe baza valorii juste la data raportarii.

Patrimoniul public (b)

In conformitate cu prevederile Legii nr.213/1998 retelele de transport al energiei electrice sunt bunuri care alcatuiesc domeniul public al statului.

Hotarea de Guvern nr. 627/2000 stabileste in anexa nr. 8 inventarul bunurilor incobile care alcatuiese domeniul public al statului, preluate in administrare de catre Companie incepand cu 1 august 2000 si care se inventariaza de se potualizeaza de cate ori este cazul, prin act legislativ (HG).

Arterior semnarii contractului de concesiune detaliat in paragraful umator, patrimoniul public a fost tratat ca o contributie in natura a Statului roman prin reprezentantul sau Ministerul Economia nu trebuia sa plateasca nici o taxa pentru utilizarea activelor.

In noiembrie 1998 a fost emisa Legea nr. 213/1998, care reglementeaza statutul patrimoniului public. In aceasta lege se mentioneaza ca dreptul de proprietate asupra patrine statului sau autoritatilor locale care pot inchiria sau concesiona bunurile ce sunt proprietate publica. In conformitate cu prevederile Legii nr. 219/1998, Ministerul Economiei a concesionat in numele statului catre Companie reteaua de transport (linii de inalta tensiune si statii electrice) si terenurile pe care aceasta este amplasata. Astfel, la data de 29 iunie 2004, a fost incheiat contractul de concesiune nr.1 intre Ministerul Economie pentru toate imobilizarile corporale din patrimoniul public in sold la 31 decembrie 2003 pe o durata de 49 ani.

Umare a sennarii contractului de concesiune cu Ministerul Economici in numele Statului roman, in data de 29 iunie 2004, natura relatiei dintre acesta si Compania si prin urmare Compania a procedat la derecunoasterea activelor din patrimoniul public, inclusiv a rezervei patrimoniului public din cadrul capitalurilor proprii. Ulterior încheierii contractului de concesiune Compania trateaza activele asupra carora are drept de utilizare ca si leasing operational. Platile aferente contractului de concesiune (recenoscute ca si cheltuieli in contul de profit si pierdere de catre Companie in timpul anului.

Contractul de concesiune nr. 1/2004 a fost publicat în Monitorul Oficial al României nr. 298 bis din 30 aprilie 2015.

In cursul anilor 2005-2013, au fost incheiate sapte aditionale la concesiune. Ca urmare, activele din patrimoniul public obtinute din taxa de dezvoltare dupa data de 29 iunie 2004, au fost derecunoscute.

Avand in vedere prevederile Hotararii de Guvern nr. 1009/2012 si Hotararii de Guvern nr. 984/2012 prin care a fost aprobata modificarea Anexei nr. 7 la Hotararea de Guvern nr. 1705/2006 pentru aprobarea inventarului centralizat al bunurilor din domeniul public al statului concesionate Companiei, urmare a inventarierii bunurilor ce apartin domeniului public al statului in anul 2012 si a reevaluarii acestor bunuri, la data 14.02.2013 a fost incheiat cu Ministerul Economici actul aditional nr. 7 la Contractul de Concesiune nr. 1/29.06.2004.

Prin Hotararea de Guvern nr. 1032 din 11 decembrie 2013, publicata in Monitorul Oficial nr. 22 din 13 januarie 2014, au fost aprobate modificarea si completarea anexei nr. 7 la Hotararea Guvernului nr. 1705/2006 pentru aprobarea inventarului centralizat al bunurilor din domeniul purnare a inventarierii bunurilor ce apartin domeniului public al statului in anul 2012.

Principalii termeni ai contractului de concesiune sunt urmatorii:

Ministerul Economiei are titlul de proprietate asupra activelor ce fac obiectul contractului;
Compania are dreptul de a utiliza aceste active pentru o perioada de 49 de ani, de la 1 iunie 2004 pana la 31 mai 2053;
Taxa anuala platita de Companie sub forma de redeventa pentru utilizarea acestor active este stabilita de ME si reprezinta 1/1000 din veniturile realizate din activitatea de transport al energiei electrice, pentru cantitatea efectiv transportata;
Activele vor intra in posesia ME la terminarea contractului; contractul poate fi denuntat unilateral de catre oricare dintre parti;
Compania are obligatia sa utilizeze activele in conformitate cu prevederile contractului de concesiune si cu licenta de functionare.

Taxa platita de Companie contractului de concesiune pentru perioada I ianuarie - 31 decembrie 2014 este semnificativ mai mica decat amortizarea pe care Compania ar fi inregistrat-o pentru activele respective daca acest contract nu ar fi existat. Cu toate acestea, Compania nu a inregistrat in situatiile financiare nici o suma referitoare la acest posibil beneficiu deoarece nu poate estima care suma platita pentru utilizarea acestor active de catre o terta parte intr-o tranzactie cu pret determinat obiectiv.

Investitiile efectuate de Companie din finantare la activele ce fac obiectul contractului de concessune sunt capitalizate si se amortizeaza pe durata a activelor. Dupa recuperarea amortizacii investitei, acestea vor fi cuprinse în inventarul bunurilor din domeniul public al statului.

In cazul bunurilor reprezentand imobilizate, efectuate din surse proprii de finantare, acestea vor fi cuprinse in inventarul bunurilor din domeniul public al statului dupa recuperarea amortizarii investitiei, respectiv la expirarea duratei normale de utilizare, a contractului de concessione sau de incluires, potrivit prevederilor legare, in baza uni act normativ adoptat in acest sens.

(c) Imobilizari necorporale

Imobilizarile necorporale achizitionate de Companie sunt putin amortizarea cumulata si pierderile cumulate din deprecierea imobilizarilor necorporale. Amortizarea este recunoscuta in contul de profit si pierdere pe baza metodei liniare pe perioada de viata estimata a imobilizarilor necorporale. Majoritatea imobilizarilor necorporale integistrate de catre Companie este reprezentata de intobilizari necorporale in curs de executie si programe informatice dedicate. Acestea sunt amortizate liniar pe o perioada de 3 ani.

Metodele de amortizare ale activelor si durateie de vieta utile sunt revizuite la fiecare data de raportare si ajustate daca este cazul.

Cheltuielile ulterioare

Cheltuielile uiterioare sunt capitalizate numai daca este companie de beneficii economice viitoare aferente cheltuielilor ulterioare.

(d) Tranzactii in valuta

Tranzactiile in valuta se exprima in LEI prin aplicarea cursului de la data tranzactiei. Activele si pasivele monetare exprimate in valuta la sfarsit de an sunt exprimate in LEI la cursul de la acea data. Castigurile si pierderile din diferentele de curs valutar, realizate, sunt inregistrate in contul de profit si pierdere al exercitiului financiar respectiv. Ratele de schimb la 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 sunt dupa cum urmeaza:

Moneda	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015

I EÜR	4,5411	4.5245
1 USD	4,3033	4.1477
100 JPY	3,6834	3.4453

Activele si datoriile nemonetare exprimate intr-o moneda straina sunt evaluate la valcarea justa, la cursul de schimb valutar de la data la care a fost efectuata tranzactia.

Creante (e)

Creantele comerciale sunt inregistrate initial la valoare folosind metoda dobanzii efective mai putin pierderile de valoare. Pierderea de valoare este recunoscuta atunci cand exista o evidenta clara ca nu se vor putea colecta creantele la termenul stabilit. Dificultatile semnificative ale debitorului, probabilitatea ca acesta sa intre in falinent sau in reorganizare financiara, intarzierile la plata (peste 180 de zile) sunt considerate indicii ca aceste creante pot necesita ajustari de valoare.

O pierdere de valoare aferenta unui activ este diferenta dintre valoarea prezenta a fluxurilor de trezorerie viitoare preconizate utilizand rata de dobanda efectiva initiala a activului. Valoarea contabila este reduss prin folosirea unui cont de valoare, iar pierderea este inregistrata in contul de profit si pierdere in cadiul pozitiei "Alte cheltuieli din exploatare".

(f) Stocuri

Stocurile sunt alcatuite din:

materii prime, materiale, piese de schimb ce nu indeplinesc definitia imobilizarilor corporale si alte materiale consumabile ce urmeaza a fi folosite in cadrul desfasurarii activitatii de baza a Companiei;
. stocuri de securitate si interventierii rapide a defectiunilor aparute la instalatiile RET in scopul asigurarii functionarii in conditii de siguranta a SEN. Aceste materiale ca stocuri in momentul achizitiei si sunt trecute pe cheltuieli in momentul consumului sau sunt capitalizate, dupa caz.

Stocurile sunt evaluate la cea mai mica valoare dintre cost si valoarea realizabila neta. Costul stocurilor consumate este determinat pe baza metodei FIFO si include cheltuieila. Valoarea realizabila neta este pretul de vanzare estimat în cursul normal al activitatii minus costurile estimate pentru finalizare, daca este cazul, si cheltuielile ocazionate de vanzare.

Politica Companiei este de a inregistra o pierdere de 100% pentru stocurile curente mai vech tre zile si care nu vor mai fi folosite in viitor.

(g) Numerar si echivalente de numerar

Numerarul si echivalentele de numerar includ casa, conturile curente si depozitele bancare cu o maturitate initiala de pana la 3 luni care sunt supuse unui risc nesemnificativ de schimbare a valorii juste.

(h) Rezervele din reevaluare

Dupa recunoasterea ca activ, un element de imobilizari corporale a carui valoare justa poate fi evaluata in mod fiabil este contabilizat la o valoare revaluata, aceasta fiind valoarea sa justa la data reevaluarii mai putin orice amortizare acumulata ulterior si orice pierderi acumulate se fac cu suficienta regularitate pentru a se asigura ca valoarea contabila nu difera semnificativ de ceea ce s-ar fi determinat prin utilizarea valorii juste la data bilantului.

Daca valoarea contabila a unui activ este majorata ca unei reevaluari, aceasta majorare este inregistrata direct in capitalurile proprii in reevaluare. Cu toate acestea, majorarea este recunoscuta in contui de profit sau pierdere in masura in care aceasta compenseaza o descrestere din recunoscut anterior in contul de profit sau pierdere.

Daca valoarea contabila a unei imobilizari corporale este diminuata ca unei reevaluari, aceasta diminuare este rcumoscuta in contul de profit sau pierdere. Cu toate acesteaza prin reducerea rezervelor din reevaluare, in masura in care exista sold creditor in surplusul din reevaluare pentru acea imobilizare corporala.

Rezerva din reevaluare inclusa in capitalurile proprii aferent de imobilizari corporale este transferata direct in rezultatul reportat pe masura amortizarii corporale reevaluate si atunci cand activul este derecunoscut.

Incepand ou data de 1 mai 2009, rezervele din reevaluarea inclusiv a terenurilor, efectuata dupa data de 1 ianuarie 2004, care sunt deduse la calcului impozabil prin intermediul amortizarii fiscale sau al cheltuielilor privind activele cedate, se impoziteaza concomitent cu deducerea amortizatii fiscale, respectiv la momentul scaderii din gestiune a acestor mijloace fixe, dupa caz.

Compania a inregistrat impozit amanat pentru datoria privind rezervele din reevaluarea mijloacelor fixe, inclusiv a terenurilor, efectuata dupa data de 1 ianuarie 2004.

Rezervele din reevaluarea innobilizarilor corporale, inclusiv a terenurilor, efectuata pana la data de 31 decembrie 2003, precum si portiunea reevaluarii efectuata dupa data de 1 ianuarie 2004 si aferenta perioadei de pana la 30 aprilie 2009 nu vor fi impozitate in momentul transferului in rezultatul reportat.

Compania nu a inregistrat impozit amanat pentru datoria privind rezervele din reevaluarea mijloacelor fixe, inclusiv a terenurilor, efectuata pana la data de 31 decembrie 2003.

Rezervele din reevaluarea imobilizatilor corporale sunt impozabile in vitor, in situatia modificarii destinatiei rezervelor sub orice forma, in cazul lichidarii, fuziunii Companiei, inclusiv la folosirea acesteia pentru acoperirea pierderilor contabile, cu exceptia transferului, dupa data de 1 mai 2009, de rezerve aferente dupa 1 ianuarie 2004 in rezultatul reportat, care sunt impozitate concomitent cu deducerea amortizarii fiscale,

(i) Deprecierea activelor nefinanciare

Valorile contabile ale activelor nefinanciare altele decat stocurile si creantele privind impozitul ananzat, sunt revizuite la fiecare data de raportare pentru a deca exista dovezi cu privire la existenta unei deprecieri. O pierdere din depreciere este recunoscuta daca valoarea contabila a unei unitati generatoare de numerar depaseste valoarea recuperabila estimata.

Valoarea recuperabila a unui activ sau a unei unitati generatoare de numerar este maximul dintre valoarea de utilizare si valoarea justa minus costurile de vanzare. La determinarea valorii de utilizare, fluxurile de numerar viitoare preconizate sunt actualizate pentru a determina valoarea prezenta, utilizand o rata de impozitare care reflecta evaluarile curente ale pietei cu privire la valoarea in timp a banilor si riscurile specifice activului.

Pentru testarea deprecierii, activele care nu pot fi testate individual sunt grupate active care generezza intrari de numerar din utilizatea continua si care sunt in mare masura independente de numerar generate
de alte active sau grupuri de active ("unitate generatoare

Pierderile din depreciere sunt recunoscute in contul de profit sau pierderite din depreciere recunoscute in legatura cu unitatile generatore de numerar sunt alocate cu prioritate pentru reducerea valorii contabile a fondului comercial alocat unitatilor generatoare de numerar (grupului de unitati generatoare de numerar), daca este cazul, si apoi pro rata pentu reducerea valorii contabile active din cadrul unitatii generatoare de numerar (grupului de unitati generatoare de numerar).

O pierdere din depreciere a fondului comercial nu este reluata. Pentru celelalte active pierdere este reluata numai in masura in care valoarea contabila a activului nu depaseste valoarea contabila care ar fi putut fi determinata, neta de amortizare, daca nu ar fi fost recunoscuta nicio depreciere.

(j) Capital social

Actiunile ordinare sunt clasificate ca parte a capitalurilor proprii. Costurile suplimentare direct atribuibile emisiuni actiunilor ordinare si optiunilor pe actiuni sunt recunoscute ca o reducere a capitalurilor proprii la valoarea neta de efectele fiscaie.

(k) Dividende

Dividendele sunt recunoscute ca datorie atunci cand este stabilit dreptul actionarului de a primi plata.

(1) Datorii comerciale si alte datorii

Datoriile catre furnizori si alte datorii, sunt incortizat si, includ contravaloarea facturilor emise de furnizorii de produse, lucrari executate si servicii prestate.

(m) Imprumuturile purtatoare de dobanda

Imprumuturile sunt recunoscute initial la valoarea justa, neta de costurile de tranzactionare. Ulterior recunoasterii initiale. imprumuturile sunt inregistrate la costul anortizat, orice diferenta intre cost si valoarea de rambursare fiind recunoscuta in contul de profit si pierdere pe perioada imprumutului in baza unei rate de dobanda efectiva.

(n) Recunoasterea si derecunoasterea instrumentelor financiare nederivate

Active financiare nederivate

Compania recunoaste initial creantele la care au fost initiate. Toate celelalte active financiare sunt recunoscute initial la data tranzactionarii, cand Compania devine parte a conditiilor contractuale ale instrumentului.

Compania derecunoaste un activ financiar atunci contractuale asupra fluxurilor de numerar generate de activ sau cand sunt transferate de a incasa fluxurile de numerar contractuale ale activului financiar printr-o tranzactie prin care riscurile dreptului de proprietate asupra activului financiar sunt transferate in mod semnificativ. Orice interes in activul financiar transferat care este creat sau pastrat de catre Companie este recunoscut separat ca un activ sau o datorie.

Activele si datoriile financiare sunt compensate in in situatia pozitiei financiare este prezentata valoarea neta numai atunci cand Compania are dreptul legal de a compensa valorile si intentioneaza fie sa le deconteze in baza neta, fie sa realizeze activul si sa stinga obligatia simultan.

Activele financiare nederivate ale Companiei sunt reprezentate in principal de creante si alte creante si numerar si echivalente de numerar.

Datorii financiare nederivate

Compania recunoaste initial instrumentele de datorile subordonate la data la care sunt initiate. Toate celelalte datorii (inclusiv datoriile desemnate la valoarea justa prin contul de profit sau pierdere) sunt recunoscute initial la data tranzactionarii, atunci cand Compania devine parte a conditiilor contractuale ale instrumentului.

Compania derecunoaste o datorie financiara atunci cand obligatiile contractuale sunt achitate sau sunt any

(u) Recunoasterea si derecunoasterea instrumentelor financiare nederivate (continuare)

Compania clasifica datoriile financiare nederivate in categoria altorii financiare. Aceste datorii financiare sunt recunoscute initial la valoarea justa minus orice costuri de direct atribuibile. Ulterior recunoasterii initiale aceste datorii financiare sunt evaluate la cost amortizat utilizand metoda dobanzii efective.

Alte datorii financiare nederivate cuprind imprumuturi, datorii comerciale si alte datorii,

(0) Impozitul pe profit

Cheltuiala cu inpozitul pe profit curent si impozitul amanat. Impozitul curent si impozitul amanat sunt recunoscute in contul de profit sau pierdere cu exceptia cazului in care acestea sunt aferente combinarilor de intreprinderi sau unor elemente recunoscute direct in capitalurile proprii sau in alte elemente ale rezultatului global.

(i) Impozit curent

lmpozitul curent reprezinta impozitul care se asteapta sa fie platit sau primit pentru profitul sau pierderea fiscala in anul curent, utilizand cote de impozitare sau in mare masura adoptate la data raportarii, precum si orice ajustare privind obligatiile de plata a impozitului pe profit aferente anilor precedenti. Impozitul curent pe profit datorat include si impozitul aferent dividentelor datorate declarate.

(ii) Impozit amanat

Impozitul amanat este recunoscut pentru diferentele temporare ce apar între valoarea contabila a activelor utilizata in scopul raportarilor financiare si baza fiscala utilizata pentru calculul impozitului.

Impozitul amanat nu se recunoaste pentru:

diferentele temporare care apar la recunoasterea initiala a activelor provenite din tranzactii care nu sunt combinari de intreprinderi si care nu afecteaza profitul sau pierderea contabila sau fiscala;
diferentele temporare provenind din investitii in filiale sau entitati controlate in care este probabil ca acestea sa nu fie reluate in viitorul previzibil; si
diferentele temporare rezultate la recunoasterea initiala a fondului comercial.

Evaluarea impozitului amanat reflecta consecinta fiscala care ar decurge din modul in care Compania se asteapta, la sfarsitul perioadei de raportare, sa recupereze sau sa deconteze valoarea contabila a activelor si a datoriilor sale.

Impozitul amanat este calculat pe baza cotelor de impozitare care se preconizeaza ca vor fi aplicabile diferentelor temporare la reluarea acestora, in baza legislatiei adoptate sau in mare masura adoptate la data raportarii.

Creantele si datoriile cu impozitul amanat sunt compensate numai daca exista de a compensa datoriile si creantele cu impozitul curent si daca acestea sunt aferente impozitelor percepute de aceeasi entitate supusa taxarii sau pentru entitati fiscale diferite, dar care intentioneaza sa deconteze si datoriile eu impozitul curent pe baza neta sau ale caror active si datorii din impozitare vor fi realizate simultan.

O creanta cu impozitul amanat este recunoscuta pentru pierderi fiscale si diferente temporare deductibile, numai in masura in care este probabila realizarea de profituri viitoare taxabile care sa poata fi utilizate pentru acoperirea pierderii fiscale. Creantele cu impozitul ananat sunt revizuite la fiecare data de raportare si sunt diminuate in masura in care nu mai este probabila realizarea beneficiului fiscal aferent.

(iii) Expunerea in ceea ce priveste impozitul pe profit

Compania considera impactul pozitiei taxelor incert si dobanzi suplimentare pot fi datorate, la determinarea valorii impozitului curent si amanat. Aceasta evaluare se bazeaza pe estimari si ipoteze si poate implica o serie de rationamente profesionale cu privire la evenimente viitoare. Informatii noi pot deveni disponibile care determina Compania sa modifice rationamentele sale profesionale in ceca ce priveste caracterul adecvat al obligatiilor fiscale existente; astfel de modificari ale obligatiilor fiscale pot avea un impact asupra cheltuielii cu impozitul pe profit in perio astfei de determinare are loc.

(p) Beneficiile angajatilor

Alte beneficii ale angajatilor pe termen lung

Obligatia neta a Companiei in ceea ce priveste beneficiile pe termen lung acordate salariatilor, alta decat planurile de pensii, este valoarea beneficiilor viitoare pe care salariatii le-au castigat in schimbul serviciilor prestate in perioada curenta si in cea anterioara. Acest beneficiu este actualizat pentru a determina valoarea justa a oricarui activ aferent este decusa. Aceste beneficii sunt estimate utilizand metoda factorului de credit proiectat. Orice castiguri sau pierderi actuariale sunt recunoscute in alte elemente ale rezultatului global in care apar. Alte beneficii ale angajatilor pe termen lung sunt reprezentate de primele jubiliare.

Tranzactiile cu plata pe baza de actiuni cu decontare in numerar

Valoarea justa a datoriei catre angajati în cea, ce priveste drepturile privind aprecierea actiunilor care sunt decontate in numerar este recunoscuta ca o cheltuiala in corespondenta cu o crestere a datoriilor in perioada in care angajatii obtin dreptul neconditionat la plata. Pana in momentul datoriei, Compania trebuie sa reevalueze valoarea justa a datorie la fiecare data de raportare si la data decontarii juste fiind recunoscute in contul de profit si pierdere al perioadei.

Compania recunoaste serviciile primite si o datorie de plata pentru ace angajatii presteaza serviciile. Anumite drepturi privind aprecierea actiunilor intra in drepturi imediat si prin urmare angajatilor nu li se cere sa finalizeze o perioada specificata de serviciu pentru a fi indreptatiti la plata in numerar. In astfel de cazuri, Compania recunoaste la data acordarii intreaga valoare a primei ca o cheltuiala.

Beneficii ale angajatilor pe termen scurt

Obligatiile privind beneficiile pe tennen scurt evaluatizata si sunt recunoscute ca si cheltuieli pe masura ce serviciile sunt prestate. Un provizion este recunoscut la valoarea estimata a fi piatita pe termen scurt sub forma de prime sau participarea salariatilor la profit, numai in care Compania are o obligatie prezenta, legala sau implicita de a achita aceasta suma perviciile trecute prestate de angajati, iar aceasta obligatie poate fi estimata. Beneficiile angajatilor pe termen scurt sunt reprezentate in principal de salarii.

In cursul normal al activitatii, Compania face plati in numele angajatilor sai catre fondul de pensii. Toti anganiei sunt membri ai planului de pensii al Statului Roman. Aceste plati sunt trecute pe masura prestarii serviciilor de catre angajati.

Venituri (d)

Venitul este recunoscut atunci cand riscurile semnificative au fost transferate cumparatorului, obtinerea beneficiilor economice este probabile asociate pot fi estimate in mod corect. Veniturile constau, in principal, in venituri din serviciul de transport, din piata de echilibrare calculate in functie de volumul energiei livrata consumatorilor. Tarifele de transport si de sistem sunt reglementate de catre ANRE. Veniturile includ de asemenea valoarea tranzactiilor desfasurate pe piata de echilibrare, dupa cum este descris in Nota 1.

Statul roman, prin ANRE, reglementeaza tarifele percepute de transport al energiei alection si pentru serviciul de operator de sistem. Statul roman incleplineste mai multe roluri in afara de cel de actionar majoritar si, ca urmare ar putea avea obiective si scopuri mai cuprincipal carui principal interes este randamentul investitiei.

Dupa cum este mentionat in Nota 1, Compania este si administratorul schemei de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerarii de inalta eficienta. Compania actioneaza in calitate de agent intrucat este implicata in colectarea si distribuirea banilor.

De asemenea, Compania si SC OPCOM SA sunt implicate in mecanismul de cuplare prin pret a pietelor regionale in baza Ordinului ANRE nr. 82/2014. (vezi Nota 1)

Astfel, in cadrul mecanismului de cuplare prin pret a pietelor regionale, CNTEE Transelectrica SA:

indeplineste rolul de participant implicit pe PZU si are calitatea de agent de transfer;
pune la dispozitie capacitatea de interconexiune pentru fivrarea fizica a energiei electrice tranzactionata pe PZU, respectiv trecerea energiei de la o zona de ofertare la alta prin internediul liniilor de interconexiune, fiind lightitata de capacitatea disponibila de transfer a acestora.

(d) Venituri (continuare)

Tarifele de racordare

IFRIC 18 "Transferuri de active de la clica contractelor cu clientii in care Conpania incaseaza disponibilitati banesti de la un client cand aceste disponibilitati banesti trebuie sa fie utilizate numai pentru constructia sau achizitia unui element de imobilizari corporale, iar Compania trebuie sa utilizare corporala pentru conectarea clientilor la retea.

Legea energiei electrice si a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificarile ulterioare, prevede la att.25 alin.(1) urmatoarele: "accesul la retelele electrice de interes public reprezinta un serviciu obligatoriu, in conditii reglementate, pe care trebuie sa-l indeplineasca operatorul de transport si de sistem, precum si operatorul de distributie".

Tariful de racordare este un tarif reglementat cheltuiala efectuata de un operator de retea pentru realizarea lucrarilor de racordare a unui loc de consum sitsau de producere al unui utilizator la reteaua electrica.

In conditiile in care, conectarea unui client la reteaua electrica de transport nu reprezinta o componenta separata a contractului de racordare, tarifele de racordare in contul de profit sau pierdere in mod sistematic pe durata de viata utila a activului.

Compania recunoaste disponibilitatile banesti incasate in creditul contului "Venituri in avans" in cadrul situatiei pozitiei financiare si ulterior recunoaste venituri" in cadrul contului de profit si pierdere, in mod sistematic pe durata de viata utila a activului.

Costurile nete ale finantarii (r)

Costurile nete ale finantarii includ dobanzile corespunzatore colosind metoda ratei efective de dobanda, mai putin costurile indatorarii capitalizate ca parte a costurilor activelor cu ciclul lung de fabricatie, veniturile din dividende, diferentele de curs valutar favorabile, onorariile si comisioanele de risc.

Conform cu SIC 23 "Costurile indatorarii" revizuit si invocand exceptia opticarea retroactiva potrivit IFRS 1 "Adoptarea pentru prima oara a IFRS", Compania capitalizeaza costurile imprumuturilor legate de active care necesita o perioada lunga de timp pana la punerea in functiune sau vanzare a fost obtinuta dupa data de 1 ianuarie 2011, data tranzitiei la IFRS.

Veniturile din dobanzi sunt recunoscute in contul de profit si pierdere al anului in care apar, folosind metoda ratei efective de dobanda. Veniturile din dividende sunt recunoscute in contul de profit si pierdere la data la care dreptul Companiei de a primi dividende este recunoscut.

(s) Subventii

Subventiile aferente activelor sunt recunoscute in avans" la valoarea justa atunci cand exista o asigurare rezonabila ca vor fi primite, iar Compania va respecta conditiile asociate subventiile sunt recunosoute in contul de profit si pierdere ca alte venituri din exploatare pe parcursul duratei de viata utila a activului la care se refera. Fondurile nerambursabile sunt recunoscute ca si active in momentul in care exista o asigurare rezonabila ca acestea vor fi primite prin indeplinirea conditiilor aferente,

Provizioane (t)

Un provizion este recunoscut atunci cand sunt indeplinite urnatoarele conditi: Compania are o obligatie curenta (legala sau implicita) ca urmare a unui este probabil (adica, mai mult probabil decat improbabil) ca o iesire de resurse reprezentand beneficii economice sa fie necesara pentru decontarea obligatiei, cand poate fi facuta o estimare corecta in ceea ce priveste suna obligatiei. Acolo unde in timp a banilor este semnificativ, valoarea unui provizion este valoarea prezenta a cheltuielilor ce se prevad a fi necesare pentru decontarea obligatiei.

(u) Rezultatul pe actiune

In conformitate cu SIC 33 "Rezultatul pe actiune este calculat prin impartirea profitului sau pierderii atribuite actionarilor Companiei la media ponderata a actiunilor ordinare ale perioadei.

Media ponderata a actiunilor in timpul exercitiului reprezinta numarul de actiuni de la începytul perioadei, ajustat cu numarul actiunilor emise, inmultit cu numarul de luni in care actiunile s-au aflat in circulație (in) timpul execitiului.

(v) Rezultatul pe actiune (continuare)

Diluarea este o reducere a rezultatului pe actiune sau o crestere a pierderilor pe actiune rezultate in ipoteza ca instrumentele convertibile sunt convertite, sau ca actiuni ordinare sunt emise anumitor conditii specificate. Obiectul rezultatului pe actiune diluat este similatului pe actiune de baza si anume, de a evalua interesul fiecarei actiuni ordinare în cadrul performantei unei entitati.

(w) Contingente

Datoriile contingente nu sunt recunoscute in situatiile financiare anexate. Acestea sunt prezentate in cazul in care iesirea de resurse incorporand beneficii economice este posibila si nu probabila.

Un activ contingent nu este recunoscut in situatiile financiare anexate, ci este prezentat atunci cand o intrare de beneficii economice este probabila.

(x) Segmente operationale

Un segment operațional este o componentă a unei entițăți:

care se angajează în activități din care poate obține venituri și de pe urma cărora poate suporta cheltuieli (inclusiv venituri și cheltuieli aferente tranzacțiilor cu alte componente ale aceleiași entități);
ale cărei rezultate din activitate sunt revizuite periodic de către principalul factor decizional al entității in vederea luării de decizii cu privire la alocarea resurselor pe segment și a evaluării performanței acestuia; si
pentru care sunt disponibile informații financiare disțincte,

Compania isi desfăsoară operatiunile in mai multe locatii din Romania, care sunt angajate atat in activitatea de transport, cat si in cea de dispecer. Conducerea Companiei considera operatiunile in totalitatea lor ca "un singur segment".

Segmentele operationale sunt prezentate consecventă cu raportarea fumizată de catre principalul factor decizional operational al entității in vederea luării de decizii cu privire la alocarea resurselor pe segmente si a evaluării performantei acestuia.

(y)

a) Standari care au intrat în vigoare în perioada curentă

Utmătoarele standarde și amendamente ale standardelor existente, emise de Comitetul privind Standardele Internaționale de Contabilitate (International Accounting Standard Board - "IASB") și adoptate de Uniunea Europeană (UE) au intrat în vigoare în perioada curentă:

Amendamente la IFRS 10 "Situaţii financiare consolidate", IPRS 12 "Prezentarea intereselor detinute în alte entități" și IAS 28 "Investiții în entități asocieri în participație"- Societăți de Investiții: Aplicarea excepției de la consolidare - a fost adoptată de 22 septembrie 2016 (aplicabil pentru perioadele financiare începand cu 1 ianuarie 2016)
· Amendamente la IFRS 11 " Asocieri în participație" Contabilitatea achiziției de interese în asocieri în participație adoptate de UE pe 24 noiembrie 2015 (aplicabile pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 innuarie 2016)
· Amendamente la IAS 1 "Prezentarea situaţiilor financiare" Iniţiativa privind cerinţele de prezentare adoptate de UE pe 18 decembrie 2015 (aplicabile pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2016);
Amendamente la IAS 16 "Imobilizări corporale" şi IAS 38 "Inobilizări necorporale" Clarificări privind metodele de amortizare acceptabile - adoptate de UE pe 2 decembrie 2015 (aplicabile pentru perioadele anuale începând ou sau după 1 ianuarie 2016),
Amendamente la IAS 16 "Imobilizări corporale" și IAS 41"Agricultura: Pomi fructiferi adoptate de UE pe 23 noiembrie 2015 (aplicabile pentru pericadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2016),
· Amendamente la IAS 19 "Beneficiilor" Planuri de beneficii definite: contribuţiile angajaţilor adoptate de UE pe 17 decembrie 2014 (aplicabile pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 februarie 2015),
· Amendamente la IAS 27 "Situaţii financiare individuale" metoda punerii în situaţiile financiare individuale - adoptate de UE pe 18 decembrie 2015 (aplicabile pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2016),
Amendamente la diverse standarde "Îmbunătățiri ale IFRS (ciclui 2010-2012)" care rezultă din proiectul arual de îmbunătăţire a IFRS (IFRS 2, IFRS 3, IFRS 13, IAS 16, IAS 24 and IAS 38) cu scopul principal de a elimina inconsecvențele și de a clarifica anumite formulări - adoptate de UE pe 17 decembrie 2014 (aplicabile pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2016),
Amendamente la diverse standarde "Îmbunătăţiri ale IFRS (ciclul 2012-2014)" care rezultă din proiectul anual de întbunătățire a IFRS (IFRS 7, IAS 19 și IAS 34) cu scopul principal de a elimina inçonşecvenţele şi de a clarifica anumite formulări - adoptate de UE pe 15 decembrie 2015 (aplicabile pentru perioade în copând cu sau după 1 ianuarie 2016).

(x)

Adoptarea acestor completări la standardele existente nu a modificat politicile contabile ale Companiei.

b)

La data raportării acestor situații financiare, următoarele standarde, revizuiri și interpretări erau emise de IASB și adoptate de UE, dar nu erau încă întrate în vigoare:

IFRS 9 "Instrumente Financiare" adoptate de UE pe 22 noiembrie 2016 (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018),
IFRS 15 "Venituri din contractele cu clienții" cu amendamentele ulterioare" și amendamente la IFRS 15 "Data efectiva a IFRS 15" - adoptate de UE pe 22 septembrie 2016 (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018).

IFRS 9 include cerințe privind instrumente, referitoare la recunoașterea, clasificarea și evaluarea, pierderile din depreciere, derecunoașterea și contabilitatea de acoperire împotriva riscurilor:

· Clasificarea și evaluarea: IFRS 9 introduce o nouă abordare privind clasificarea activelor financiare și cuprinde trei categorii principale de active financiare la cost amortizat, la valoare justă prin alte elemente ale rezultatului global, la valoare justă prin contul de profit sau pierdere. Clasificarea pe IFRS 9 este determinată de caracteristicile fluxurilor de numerar şi de modelul de business în cadrul căruia este deţinut un activ. A ceastă abordare unitară bazată pe principii elimină categoriile de clasificare a activelor financiare din IAS 39: deținute până la scadență, credite și avansuri si active financiare disponibile în vederea vânzării. Noul model va determina de asemenea existența unui singur model de depreciere aplicabil tuturor instrumentelor financiare.
Conform IFRS 9, derivativele în contracte, în care instrumentul gazdă este un instrument financiar în scopul acestui standard, nu sunt separate, ci întregul instrument hibrid este considerat pentru clasificare.
· Pierderi din depreciere: IFRS 9 introduce un model nou privind pierderile din depreciere, bazat pe pierderile asteptate, care va impune recunoasterea mai rapidă a pierderea creanțelor. Standardul prevede ca entităţile să înregistreze pierderile aşteptate aferente creanţelor din momentul recuncaşterii iniţiale a instrumentelor financiare și totodată să recunoască mult mai repede pierderile din depreciere așteptate pe întreaga durată de viaţă a acestora
Contabilitatea de acoperire: IFRS 9 introduce un model semnificativ privind contabilitatea de acoperire, ce cuprinde cerințe suplimentare de prezentare a informațiilor privind activitatea de administrare a riscurilor. Noul model reprezintă o revizuire semnificativă a principiilor contabilității de acoperire, care permite alinierea tratamentului contabil cu activitățile de administrare a riscurilor.
Riscul de credit proprin: IFRS 9 elimină volatiiitatea din contul de profit sau pierdere cauzată de modificarea riscului de credit aferent datoriilor evaluate justă. Modificarea cerințelor de contabilizare a acestor datorii presupune că nu vor mai fi recunoscute prin profit sau pierdere câștigurile generate de deteriorarea propriului risc de credit al unei entităţi.

c)

La data raportării acestor situații financiare, IFRS așa cum au fost adoptate de UE nu diferă semnificativ de regiementările adoptate de IASB, cu excepţia următoare, amendamente şi interpretări, a căror aplicare nu a fost aprobată încă de UE până la data autorizării acestor situaţii financiare:

IFRS 14 "Conturi de deferare pentru entitățile reglementate" (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după l ianuarie 2016) - Comisia Europeană a decis sa nu inițieze procesul de adopțare a acestui standard interimar, oi să aştepte emiterea standardului final,
IFRS 16 "Leasing" (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2019),
Amendamente la IFRS "Plata pe bază de acțiuni" Clasificarea și evaluarea tranzacțiilor pe bază de acțiuni (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018), adoptarea este așteptată în a doua, junițate a anului 2017,
(x) Implicatiile noilor Standarde Internationale de Raportare (IFRS UE) (continuare)
- · Amendamente la IFRS 4 "Contracte de Asigurare" Aplicarea 1FRS 9 Instrumente Financiare cu IFRS 4 Contracte de Asigurare (aplicabil pentru perioadeu anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018 ori când IFRS 9 " Instrumente Financiare" este aplicat prima dată), adoptarea este așteptată în 2017,
- Amendamente la IFRS 10 "Situaţii financiare consolidate"şi IAS 28 "Investiţii în entităţi asociate și asocieri în participație"- Vânzarea de sau contribuția cu active între un investitor și entitățile asociate sau asocierile în participație ale acestuia și amendamentele ulterii în vigoare a fost amânată pe perioadă nedeterminată, până când se va finaliza proiectul de cercetare privind metoda punerii în echivalenţă),
- Amendamente la IFRS 15 "Venituri din contractele cu clienții" Clarificari la IFRS 15 Venituri din contractele cu clienții (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018), adoptarea este așteptată în al doilea trimestru al anului 2017,
- Amendamente la IAS 7 "Situaţia fluxurilor de numerar" iniţiativa privind cerinţele de prezentare (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2017,
- · Amendamente la IAS 12 "Impozitul pe profit" recunoașterea creanței privind impozitul amânat din pierderi nerealizate (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2017),
- Amendamente la IAS 40 "Investiţii imobiliare" transferul investiţilor imobiliare (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018), adoptarea este așteptată în a doua jumătate a anului 2017
- Amendamente la diverse standarde "Îmbunății ale IFRS (ciclul 2014-2016)" care rezultă din proiectul anual de îmbunătățire a IFRS (IFRS 12 și IAS 28) cu scopul principal de a elimina inconsecvențele și de a clarifica anumite formulări (amendamentele la IFRS 12 sunt aplicabile anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2017, iar amendamentele la IFRS 1 şi 1AS 28 sunt aplicabile pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018), adoptarea este așteptată în a doua jumătate a anului 2017;
- IFRIC 22 "Tranzacţii în moneda străină și Cotizații" (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018), adoptarea este aşteptată în a doua jumătate a anului 2017.

4. DETERMINAREA VALORII JUSTE

Anumite politici contabile ale Companiei si cerinte de prezentare a informatiilor necesita determinarea valorii juste atat pentru activele si datoriile financiare cat si pentru cele nefinanciare. In determinarea valorilor juste ale activelor si datoriilor, Compania foloseste pe cat posibil valori de piata observabile. Valorile juste sunt clasificate pe mai multe niveluri in ierarhia valorilor juste pe baza datelor de intrare folosite in tehnicile de evaluare, dupa cum urmeaza:

· Nivelul I: preturi cotate (neajustate) de pe piete active pentru active si datorii identice;
Nivelul 2: date de intrare, altele decat preturile cotate incluse in nivelul 1, care sunt observabile pentru active sau datorii, fie in mod direct (ex: preturi) sau indirect (ex: derivate din preturi);
· Nivelul 3: date de intrare pentru active si datorii care nu sunt bazate pe date din piata observabile.

Valorile juste au fost determinate in si/sau prezentarii informatiilor in baza metodelor descrise mai jos:

(i) Imobilizari corporale

Valoarea justa a elementelor de imobilizari corporale se bazeaza in principal pe metoda costului avand in vedere particularitatile intobilizarilor corporale de catre Companie, cu exceptia activelor in curs de executie, care sunt contabilizate in conformitate cu modelul bazat pe cost.

$$\mathfrak{R}^{\mu}$$

Note la situatiile financiare separate intocmite la data de 31 decembrie 2016
(Toute sumele snot exprimate in LEF, daco mi este indicat altfel)

vi IMOBILIZARI CORPORALE

lotre l ianuarie 2016 si 31 decembrie 2016, imobilizacile corporale au evoluat astfel:

	Terenuri si amenajari de lercourl	Cladirl iii instalatii speciale	Utilaĵo si echipamente	Aparate de masura si control	Vehicole	Alte imobilizari corporale	Imobilizari corporale in curs	Total
COST
Solula 1 ianuarie 2015	52.613,227	2.306,262,316	2.899.053.820	411,883,420	9.762,774	250.746.175	294.420.569	6.214.742.301
Intran	127,200						241,301,460	241 428.660
Cresterea diminuarea rezervei din reevaluare		34,368,540						34,368,540
Transferuri din imob corporale in curs	30.631	16.188.376	81.532.988	12.710.899	1.841.780	14.483.755	(127.430.029)
Transferuri din imob necorporale in curs Reclasificari intre conturile de imobilizarı							(178,452)	(178.452)
lesiri		(1.281.901) (7.675.359)	1.281 ,901	(86.071)	86.07.1
Impact din resvaluare		(1.056.960 191)	(676.437)	(290.093)	(122,683)	(782.236)	(440.967)	(9.987.777) (1.056,960,194)
Sold in 31 decembrie 2015	52.811.058	1.291,503,378	2.981,192,272	414.218.155	I 1.567.940	264.447.694	407.672.581	5.423.413.078
Sold la 1 ianuario 2016	52.811.058	1.291.503.378	2.981.192.272	414.218.155	11,567,940	264-447.694	407.672,581	5.423,413,078
1717311		507	46.963			-
Transferuri din imob corporale in curs		19,717,133	49.817.972	8,067,284	7.984.752	5.368.922	174,568,463 (30 करए 003)	174.616.023
Reclasificari intre conturile de imobilizari		444.416	(437,120)	(7.296)
lesiri		(242.426)	(6.169.167)	(1.057.383)	(279.907)	(2,672,169)	(274.542)	(10,695,594)
Sold la 31 decembric 2016	52.811.058	1.311,423,098	3.024.450.920	421.220,760	19,272,785	267.144.447	491.010.439	5.587.333 507
Amortizare cumulata
Sold In 1 ianuarie 2015	138.179	982.977.973	1,452,797,707	261,523,932	7.828.918	116.260257
Cheltuiala cu amortizarca		80.878.100	172.726.327	30.840.370	452.419	28,394,215		2.821 526.966
Amortizarea cumulata a iesirilor		(6.892.879)	(665.520)	(290.054)	(42.175)	(747,492)		313.291.431
Impact din reevaluare		(1.056.960.194)						(8.694,120) (1,056,960.194)
Sold la 31 decembrie 2015	138.179		1.624.858.514	292.074.248	8.186.162	143,906,980		2.069,164,083
Sold la 1 iannaric 2016	138.179		1,624,858,514	292,074,249	8,186,162	143.906.980		2,069,164,083
Cheltuiala cu amortizarea		90.136.428	170.088.691	30,507,934	706.866	30.373.465
Amortizarea cumulata a lesuntor		(୧୯.୨୮୧)	(6.117.426)	(1.057.384)	(279.900)	(2,591,904)		320,003,384 (10.116.536)

Sold la 31 decembrie 2016	138.179	90.066.512	1.788.829.779	320.614.798	8.613.122	171.688.541		2.379.950,931

CNTEE Transelectrica SA
Note la situatiile financiare separate intocmite la data de 31 decembrie 2016
(Toute sunnele sunt exprimate in IDT, daca mi este indical alifel)

5.

	Terenuri si amenajari de terenuri	Cladiri si instalatii speciale	Utiluje si ecluips mente	Aparate de masura si control	Vehicule	Alte imobilizari corporale	Imobilizari corporale in curs	Total
AJUSTARI PENTRU DEPRECIERE
Sold la 1 iannarie 2015 Cheltuiala cu ajustarile de depreciere		11479			157,307		5.455.724 7.173.769	5,455,724 7,342,555
Sold la 31 decembrie 2015		11,479			157,307		12.629.493	12.798.279
Cheltuiala cu ajustarile de depreciere		(11.479)			(43.899)		5.048.131	4.992.753
Sold In 31 decembric 2016			-		113.408		17.677-624	17.791.032
VALOARE CONTABILA
Sold la I ianuaric 2015	52.475.048	1-323,284,343	1.446.256.113	140,359,488	1,933,856	134.485.918	288.964.845	3.387.759.611
Sold In 31 decembrie 2015	52.672.979	1.291.491.899	1.356,333,758	122,143,907	3,224,471	120.540.714	395.043.088	3.341.450.716
Sald La 31 decembrie 2016	52.672.879	1.221.356.586	1.235.621.141	100.605.062	10.546.256	95,455.906	473.332.815	3.189,591,544

5. IMOBILIZARI CORPORALE (continuare)

Diminuarea valorii totale a imobilizarilor corporale la data de 31 decembrie 2016 fata de 31 decembrie 2015 a fost determinata de inregistrarea amortizarii acestor imobilizari.

In anul 2016 s-a inregistrat o crestere a valorii incobilizarilor corporale in curs reprezentate in principal de realizarea lucrarilor de investitii in statiile si liniile electrice de inalta tensiune, astfel:

· Retehnologizarea Staţiei 400/220/110/20 kV Bradu 63,461.042;
· LEA 400 kV de interconexiune Reşiţa (România) Pancevo (Serbia) 19.661.136;
Racordarea LEA 400 kV Isaccea Varna şi a LEA Isaccea Dobrucija în Stația 400 kV Medgidia Sud 9.102.385;
Retehnologizarea Statiei 220/110/20 kV Campia Turzii 8.013.455;
· Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Portile de Fier Resita Timisoara Sacalaz Arad Etapa I LEA 400 kV s.c. Portile de Fier - (Anina) - Resita - 7.176.238;
· Modernizare Staţia 110 kV și 20 kV Suceava 6.304.159;
Modernizare in vederea diminuarii efectelor galoparii pe LEA 400 kV din zona Baragan Fetesti, Cernavoda Pelicanul, Cernavoda - Gura Ialomitei (cir. 2), Bucuresti Sud - Pelicanu din gestiunea ST Bucuresti - 3.664.853;
· Inlocuire AT si Trafo in statii electrice etapa 2 5.852.904;
Remediere avarie în regim de urgenta a LEA 400 kV Iernut Gadalin si a LEA 220 kV Iernut Baia Mare 3 5,41 8.277;
· Modernizare Statie 220/110 kV Tihau echipament primar 3.897.243;
Montare fibra optica si modernizarea sistemului de teleprotectii pe LEA 400 kV d.c. Tantareni-Turceni si LEA 400 kV s.c. Urechesti-Rovinari - 2.127.570;
Modernizare servicii interne c.c. si c.a. in Statia 400/110 kV Draganesti Olt 1.835.502;
Recordare la RET a CEE 136 MW din zona localitatii Platonesti, jud. Ialomita, prin realizarea unei celule de 110 kV in Statia 400/110 kV Gura Ialomitei - 1.524.013;
· Inlocuire echipamente centrale sistem SCADA Gutinas 400/220 kV 1.468.112;
· Modernizarea sistemului de control protectie si a Statiei 20 kV din Statia 220 /1 10/20 kV Vetis 1.059.214;
· Reconductorare LEA 220 kV Craiova Nord Isalnita, circ. 1 1.180.620;
Inlocuire trafo T3 si T4 110/10 kV, 25 MVA cu transformatoare 110/(20)10 kV, 40 MVA in Statia 220 kV Fundeni -1.096.917;
. Realizare comunicatie fibra optica intre statia Pitesti Sud si centru de telecomanda si supraveghere instalatii al S.T. Pitesti - 1.049.381;
· Consolidare si modernizare clacire compensator Statia 400/220/110/20 kV Succava 962.916;
Racordarea centralei pentru producerea energiei in sistem de cogenerare pe baza de biomasa cu puterea de 5,4 MW CTE ENVISAN - etapa 1 - 956.015;
· Reglementare coexistenta intre LEA 220 kV Mintia-Timisoara, in tronsonul 303-305, la intersectia cu Autostrada Timisoara-Lugoj, lot 2, km 54+000-km 79+625 - 943.445;
Maricea gradului de siguranta a instalatiilor aferente Statiei 400/220/110/10 kV Bucuresti Sud Inlocuire echipament 10 kV - Lot II-910.576;
· Realizare comunicatie fibra optica intre statiile 400/220/110 KV Bradu si 220/110 KV Stuparei -- 849.043;
Modemizare Statia 400/110/10 kV Cluj Est 736.462;
· LEA 400 kV Gadalin Suceava, inclusiv interconectarea la SEN 715.704;
· Modemizare cladire corp comanda din statia Roman Nord 651.411;
· Sistem integrat de securitate la Statia 400KV Stupina 625.356;
Racordarea instalatiei de canalizare a Statiei 400/110 kV Brasov la instalatia de canalizare a orasului 540.580;
· LEA 400 kV d.c. (1 c.e.) Constanta Nord-Medgidia Sud 522.780;
· Inlocuire baterii de acumulatori nr. 2 si 3 in Statia 400/110/20 kV Gura Ialomitei 386.703;
· Reglementare coexistenta intre LEA 220 kV Mintia-Timisoara si Autostrada Lugoj Deva, lot 2, km 41+890 315.682;
· Inlocuirea stalpului nr. 301 din LEA 400 kV Mintia Sibiu Sud 286.787;
Servicii de proiectare aferente LEA 400 kV Suceava · Balti, pentru porţiunea de proiect de pe teritoriul României . 246.374;
· Modernizare termica cladire sediul IRE Craiova aripa veche 207.321;
· Modemizare cladire sediu CE Resita 197.265;
Reglementarea coexistenta LEA 400 kV cu dublare centură ocolitoare Brașov DN 11 DN 13 182.484;
· Retehnologizarea Statiei 220/110/20 kV Ungheni 176.308;
· Modemizare cladire CE Bradu 146.724;
· Modemizare cladire industriala nr. 2 ST Tipsisqara, regim Sp+P+1E 138.825;
· Inlocuire baterie acumulatori 220 V c.c. in Stana 400 kV Arad 121.021.

5. IMOBILIZARI CORPORALE (continuare)

In anul 2016, cele mai mari transferun din imobilizari corporale sunt reprezentate in principal de punerea in functiune a obiectivelor de investitii, astfel:

Marirea gradului de siguranta a instalatiilor aferente Statiei 400/220/110/10 kV Bucuresti Sud Inlocuire echipament 10 kV - Lot II - 18.610.797;
· Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Portile de Fier · Resita Timisoara Sacalaz Arad Etapa I Extinderea statiei 400 kV Portile de Fier - 12.963.340;
· Inlocuire AT si Trafo in statii electrice etapa 2: Transformator 16 MVA in Statia 110/20kV T2 Ungheni, Transformator T2 - 25 MVA din Statia 220/110/20 kV Gradiste, Transformator T1 25 MVA in Statia 110/20kV Gheorgheni, Autotransformator AT2 200MVA in Statia 220/110kV Ungheni - 9.801.924;
· Autoturisme 7.803.062;
Modernizarea sistemului de control protectie al Statiei 220/110 kV Vetis 6.491.265;
Modernizare in vederea diminuarii efectelor galoparii pe LEA 400 kV din zona Baragan-Fetesti. Diminuarea efectelor galoparii pe LEA 400 kV Cernavoda-Pelicanu, LEA 400KV Cemavoda-Gura Ialomítei (circ.2) si pe LEA 400kV Bucuresti Sud-Pelicanu - 4.399.157;
· Racordarea la SEN a CEE Filipesti 60 MW si CEE Saucesti 100 MW in Statia de 400/110 kV Bacau Sud -4,238.778;
Inlocuire trafo T3 si T4 110/10 kV, 25 MVA cu transformatoare 110/(20)10 kV, 40 MVA in Statia 220 kV Fundeni -3.784.263:
Sistem integrat de securitate in statiile electrice etapa IV- Statia 400/110 kV Constanta Nord 3.317.210;
· Racordarea la RET a CEE 27 MW din zona localitatii Stalpu, jud. Buzau, prin realizarea a dova celule 110 kV in Statia 220/110 kV Stalpu -2.107.207;
Sistem integrat de securitate la noua Statie 400 kV Stupina 1.911.274;
Modernizare servicii interne c.c. si c.a. in Statia 400/110 kV Draganesti Olt 1.875.752;
Inlocuire echipamente centrale sistem SCADA in Statia 400/220 kV Gutinas 1.485.048;
Reconductorare LEA 220 kV Craiova Nord Isalnita, circuitul 1 1.230.848;
· Modernizare cladire industriala nr.2 ST Timisoara, regim Sp+P+1E 1.176.096;
Modernizarea unei celule LEA 110 kV Porţile de Fier Gura Văii în Staţia 110 kV Portile de Fier şi a două celule 6 kV - 1.078.554;
Consolidare si modernizare cladire compensator Statia 400/220/110/20 kV Suceava 1.015.617; �
· Recordarea centralei pentru producerea energiei in sistem de cogenerare pe baza de biomasa cu puterea de 5,4 MW · CTE ENVISAN - etapa 1 - 956.015;
· Reglementare coexistenta intre LEA 220 kV Mintia-Timisoara, in tronsonul 303-305, la intersectia cu Autostrada Tímisoara-Lugoj, lot 2, km 54+000-km 79+625 - 943.445;
Extindere servicii interne c.a. si c.c., completare sistem de comanda control si protectii la Statia 220/110 kV Pestis -રેજેવે 208-
Racordarea instalatiei de canalizare a Statiei 400/110 kV Brasov la instalatia de canalizare a orașului 557,556:
· Inlocuirea stalpului nr. 301 din LEA 400 kV Mintia Sibiu Sud 526.862;
· Inlocuire baterii de acumulatori nr. 2 si 3 in Statia 400/110/20 kV Gura Ialomitei 386.703;
· Reglementare coexistenta intre LEA 220 kV Mintia-Timisoara si Autostrada Lugoj Deva, lot 2, km 41+890 -315 682

In conformitate cu prevederile art. 46 din Ordinul ANRE nr. 59/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public, rezultate în urma lucrărilor pentru realizarea instalatiilor de racordare si punetiune se realizează în conformitate cu prevederile legale în vigoare.

Pentru urnatoarele proiecte din soldul imobilizarilor corporale in curs, care sunt finantate din tarif de racordare, nu au fost întrunite condițiile tehnice de realizare a Procesului Verbal de punere in functiune:

· Racordare la RET a CEE 56 MW Bogdănești, CEE 112,5 MW Deleni, CEE 20,8 MW Viișoara Nord 1, CEE 52,8 MW Viişoara Nord 1, CEE 47,5 MW Viişoara Sud, din zona unor localităţi din județul Vaslui, prin noua Stație electrică 400/220/110 kV Banca - lucrarea este finalizată, are proces verbal la terminarea lucrarilor nr. 34759/14.11.2013; contractul este in vigoare pana la 31.12.2017; valoare totala investitie in curs -48.018.186;
· Racordare la RET a CEE 99 MW Dumești si CEE 30 MW Romanesti, din zona localităților Dumești și Romanesti, județul lași, prin realizarea unei celule de 110 kV în Stația 220/110 kV FAI, județul lași, in valoare de 2.545.853 lei, investitia are proces verbal la terminarea lucrarilor nr. 14584/29.04.2014 si contractor este in vigoare pana la 31.12.2016;

5. IMOBILIZARI CORPORALE (continuare)

· Racordare la RET a CEE 147 MW Valea Dacilor in Statia 400/110kV Medgidia Sud, in valoare de 2.400.930 lei, investitia are proces verbal la terminarea lucrarilor nr. 44722/22.12.2014, iar contractul a incetat la 31.12.2015.

Activele corporale nu au fost reevaluate in cursul anului 2016. Managementul a concluzionat ca:

preturile pe piata nu au suferit modificative comparativ cu anul 2015, cand Societatea a efectuat ultima reevaluare, si
nu exista indicii de depreciere de valoare a activelor corporale pe care Societatea le detine, atat din surse interne cat si din surse externe.

Terenurile au fost reevaluate la 31 decembrie 2011 pe baza metodei pietei. De asemenea, grupa "Alte imobilizari corporale" a fost reevaluata la 31 decembrie 2011.

Cladirile si instalatiile speciale au fost reevaluate la 31 decembrie 2015 de catre SC IPA Audit & Consultanta SRL, evaluator independent autorizat de catre Uniunea Nationala a Evaluatorilor Autorizati din Romania. Evaluarea s-a facut la valoarea justa, in ipoteza continuarii activitatii cu utilizarilor corporale in stuctura

existent. Nu au fost evaluate:

imobilizarile corporale clasificate in Grupa I - "Constructiile inregistrate in evidenta contabila a Companiei la data de 31decembrie 2015, amortizate integral, propuse la casare;
sursele proprii utilizate pentru finantarea bunurilor apartinand domeniul public al statului, inregistrate in evidenta contabila a Companiei la data de 31 decembrie 2015, integral amortizate, cuprinse in inventarul domeniului public al statului;
sursele proprii (fonduri structurale si taxa de racordare) utilizate pentru finantarea bunurilor apartinand domeniului public al statului, cuprinse in inventarul domeniului public si pentru care nu s-a calculat amortizare.

In cazul bunurilor apartinand domeniul public al statului reprezentând imobilizate, efectuate din surse proprii de finanţare, acestea vor fi cuprinse în inventarul public al statului după recuperarea surselor proprii de finantare, la momentul aprobarii, prin Hotarare de Guvern, a inventarului public al statului.

Surplusul net din reevaluarea constructiilor si instalatiilor speciale recunoscut de Companie la 31 decembrie 2015 a fost in suma de 34.368.540 lei, din care suma de 48.663.173 lei a fost inregistrata in creditul contului de rezerve din reevaluare si suma de (14.294.633) lei a fost inregistrata in contul de profit si pierdere al anului 2015.

Cladirile si instalatiile speciale sunt prezentate in situatiile financiare la valoarea neta. Pentru a prezenta o imagine mai clara, mai concisa si mai relevanta utilizatorilor financiare, fara influenta data de o denaturare artificiala a valorii contabile brute si a amortizarii, Societatea a schimbat metoda de inregistrare a reevaluarii la 31 decembrie 2015, trecand de la metoda bruta la cea neta

Cladirile si instalatiile speciale constau in statii de transformare si linii electrice de inalta tensiune. Utilajele si echipamentele constau in principal in transformatoare si celule aferente SEN de 110 kV, 220 kV, 400 kV si 750 kV.

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 Societatea nu are active gajate sau ipotecate.

Valoarea justa a imobilizarilor corporale

lmobilizarile corporale ale Societatii, altele decat imobilizarile corporale in situatiile financiare la valoarea reevaluata, aceasta reprezentand valoarea justa la data evaluarii, mai putin amortizarea acumulata si ajustarile de depreciere.

Valoarea justa a terenurilor Societatii a fost determinate folosind metodat comparatiei directe,

Aceasta metoda se recomanda pentru proprietati, cand exista date suficiente si sigure privind tranzactii sau oferete de vanzare cu proprietati similare in zona. Analiza preturilor la care s-au efectuat tranzactiilor cerute sau oferite pentru proprietatile comparabile este urmata de efectuarea unor corectii ale preturilor acestora, pentru a cuantifica diferentele dintre preturile platite, cerute sau oferite, cauzate de diferentele intre caracteristicile specifice ale fiecarei proprietati in parte, numite elemente de comparatie.

Valoarea justa a cladirilor, echipamentelor de masura a fost determinate folosind abordarea prin cost.

Aceasta metoda presupune ca valoarea maxima a unui activ pentru un cumparator informat este necesara pentru a cumpara ori a construi un activ nou cu utilitate echivalenta. Cand activul pu este nou, din costul curent brut trebuie scazute toate formele de depreciere care i se pot atribui acestuia, pana la dațare

5. Valoarea justa a imobilizarilor corporale (continuare)

Informatii referitoare la ierarhia valorii juste la 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015:

	Nivelul 1	Nivelul 2	Nivelul 3	Valoarea justa la 31 decembrie 2016
Terenuri si amenajari de terenuri		1	52.672.879	52.672.879
Cladiri si instalatii speciale			1.221.356.586	1.221.356.586
Utilaje si echipamente		1	1.235 621 141	1.235.621.141
Aparate de masura si control	-		100-605-962	100.605.962
Vehicule	-		10.546.255	10.546.256
Alte imobilizari corporale			95.455.906	95.455.906
	Nivelni 1	Nivelul 2	Nivelul 3	Valoarca justa la 31 decembrie 2015

Terenuri si amenajari de terenuri	52.672.879	52.672.879
Cladiri si instalatii speciale	1.291.503.378	1.291.503.378
Utilaje si echipamente	1.356.326.013	1.356.326.013
Aparate de masura si control	122.043.905	122.043.905
Vehicule	3.409.288	3.409.288
Alte imobilizari corporale	120.575.458	120.575.458

Atat in cursul anului 2016 cat si in cursul anului 2015 nu au existat transferuri intre nivelele aferente valorii juste.

Valoarea la cost a elementelor de inobilizari comorale la 31 decembrie 2015, neta de cheltuiala cu amortizarea si deprecierea cumulata este prezentata mai jos:

	Valnarea la cost 31 decembrie 2016	Valoarea la cost 31 decembrie 2015
Terenuri si amenajari de terenuri	8.784.944	8.587.113
Cladiri si instalatii speciale	744 290.077	771.203.552
Utilaje si echipamente	1.171.847.235	1.277.849.468
Aparate de masura si control	98.781.910	119.141.231
Vehicule	10.479.432	3.307.600
Alte imobilizari corporale	95.455.882	120.536.166
TOTAL	2.129.639.480	2.300.625.130

6. IMOBILIZARI NECORPORALE

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 imobilizarile necorporale ale Societatii se prezinta astfel:

	Licente si software	modilizari necorporale in curs	Total
COST
Sold la 1 ianuarie 2015	68.122.443	31.902.650	100.025.093
Intrari, din care:	761.295		761.295
Transferuri din imobilizari necorporale in curs	543.142	(543.142)
Transferuri din imobilizari corporale in curs	218.153	543.142	761 వెద్దిక
Jesiri	(464.236)		(464.236)
Sold la 31 decembrie 2015	68.419.502	31.902.650	100.322-152

6.

	Licente si software	mobilizari necorporale in curs	Total
Sold la 1 ianuarie 2016	68.419.502	31.902.650	100.322.152
Intrari Transferuri din imobilizari necorporale in curs Transferuri din imobilizari corporale in curs	2.270.566	5.048.678 (2.270.566)	5.048.678
lesiri	(7.517.190)	(22.950.765)	(30.467.955)
Sold la 31 decembrie 2016	63.172.878	11.729.997	74.902.875
AMORTIZARE CUMULATA
Sold la 1 fanuarie 2015	60.268.789		60.268.789
Cheltuiala cu amortizarea	5,193,929		5.193.929
Amortizarea cumulata a iesirilor	(464.236)		(464.236)
Sold la 31 decembrie 2015	64.998.482		64.998.482
Sold la 1 ianuarie 2016	64.998.482		64.998.482
Cheltuiala cu amortizarea Amortizarea cumulata a iesirilor	2.593.261 (7.517.190)		2.593.261 (7.517.190)
Sold la 31 decembrie 2016	60.074.553		60.074.553
AJUSTARI PENTRU DEPRECIERE
Sold la 1 ianuarie 2015
Cheltuiala cu ajustarile de depreciere		753.979	753.979
Sold la 31 decembrie 2015		753.979	753.979
Cheltuiala cu ajustarile de depreciere		(382.971)	(382.971)
Sold la 31 decembrie 2016		371.008	371.008
VALOARE CONTABILA
Sold la 1 ianuarie 2015	7.853.654	31.902.650	39.756.304
Sold la 31 decembrie 2015	3,421,020	31.148.671	34.569.691
Sold la 31 decembrie 2016	3.098.325	11.358.989	14.457.314

Valoarea neta a imobilizarilor necorporale in curs a scazut in principal fata de 31 decembrie 2015 prin:

aport in natura al CNTEE Transelectrica SA la capitalul social al Filialei SC OPCOM SA pentru "Bursa comerciala de la energie electrica OPCOM" si "Bursa regionala de energie electrica OPCOM" finantate din fonduri ale BIRD, conforma Hotaraii nr. 6 a AGEA/15.06.2016 a SC OPCOM SA si Certificat de inregistrare mentiuni din 11.07.2016 -22.587.300;
cheluieli inregistrate de Companie la scoaterea din evidenta a imobilizarii necoporale in curs "Bursa regionala de energie electrica OPCOM", in baza Raportului de evaluare nr. 78615.03.2016 emis de catre IPA Audit&Copil(ante SRL - 363,464.

6. IMOBILIZARI NECORPORALE (continuare)

In anul 2016, cele mai mari transferuri din imobilizari necorporale sunt reprezentate in principal de punerea in functiune a obiectivelor de investitii, astfel:

· Licente software diverse Adobe, Autocad, CorelDraw, Oracle, Acrobat XI Pro, etc 762.208;
· Licente software NEPLAN + licente module CIM/XML 7 Software NEPLAN: 2 licente noi, 5 module CIM/XML si up-grade pentru 13 licente NEPLAN +5 licente module CIM/XML - 704.846;

Pentru imobilizarile necorporale in curs cele mai mari intrari in anul 2016 au fost:

· Inlocuire componente sistem EMS SCADA AREVA Componenta software 2.778.113;
· Licente software diverse Adobe, Autocad, CorelDraw, Oracle, Acrobat XI Pro, etc 762.208
· Licente software NEPLAN + licente module CIM/XML 7 Software NEPLAN (2 licente noi, 5 module CIM/XML) si up-grade pentru 13 licente NEPLAN + 5 licente module CIM/XML - 704.846.

Soldul imobilizarilor necorporale in curs de executie la 31 decembrie 2016 este reprezentat in principal de:

· Arhivarea si gestiunea documentelor in format electronic si automatizarea fluxului, care isi propune automatizarea fluxului de documente, conversia documentelor din format electronic, managementul si arhivarea acestora, in valoare de 5.474.290;
Servicii de asistenta tehnica pentru obiectivul de investii Extensie MIS Solutie raportare avansata si planificare bugetara, care isi propune extensia sistemului MIS cu o componenta de Business Intelligence ce cuprinde atat functionalitati de raportare, masurare si benchmarking a Indicatorilor de Performanta, cat si functionalitati de previzionare si planificare, in valoare de 3.047.834;
Inlocuire componente sistem EMS SCADA AREVA componenta software, componenta Hardware 2.778.113;
· Extindere servicii de asigurare a continuității afacerii și recuperare în urma dezastrelor 351.208.

7. CREANTE PE TERMEN LUNG

La data de 31 decembrie 2016, Compania inregistreaza creante de incasat pe termen lung in suma de 9.774.959, reprezentand creante comerciale esalonate la plata, cu scadenta mai mare de 1 an, aferente schemei de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerarii de inalta eficienta.

In luna septembrie 2016, CNTEE Transelectrica SA a incheiat Contractul de preluare a datoriei nr. C 17726.09.2016 cu SC Termoficare Oradea SA, in calitate de "nou debitor", si cu SC Electrocentrale Oradea SA, in calitate de "debitor initial".

SC Termoficare Oradea SA se obliga sa achite suma de 29.259.377, reprezentand supracompensarea aferenta activitatii SC Electrocentrale Oradea SA in perioada 2014-2015, in 24 rate lunare, pana la data de 30.09.2018.

Astfel, suma de 9.774.959, cu scadenta mai mare de 1 an, a fost reclasificata in categoria creantelor pe termen lung si este reprezentata de supracompensare pentru anul 2015.

8. STOCURI

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 stocurile (la valoarea neta) se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Piese de schimb	21.904.697	24.598.778
Consumabile si alte materiale	7.226.833	8.273.496
Materiale auxiliare	637.832	454.129
ﻢ ﻛ Alte stocuri	640.286	1.002.551
Tota	30.409.648	34.328.954

8. STOCURI (continuare)

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 ajustarile pentru deprecierea stocurilor se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Ajustari pentru deprecierea materialelor consumabile	4.504.931	2.131.822
Ajustari pentru deprecierea altor materiale	1.924.134	1.796.059
Ajustari pentru deprecierea ambalajelor	34.293	34.293
Total	6.463.358	3.962.174

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 evoluția ajustarilor pentru deprecierea stocurilor se prezinta astfel:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Sold la 1 iannarie	3.962-174	1.604.884
Inregistrare ajustari pentru deprecierea stocurilor Reversare ajustari pentru deprecierea stocurilor	4.110.045 (1.608.861)	2.357.290
Sold la sfarsitul perioadei	6.463.358	3.962.174

In cursul anului 2016 cheltuielile efectuate cu consumul de materiale si piese de schimb se prezinta astfel:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Cheltuieli privind piese de schimb	2.229.478	2.964.186
Cheltuieli privind alte materiale consumabile	1.199.932	944.667
Cheltuieli privind alte materiale	1.536.239	1.547.661
Cheltuieli cu materiale auxiliare	406_494	613.465
Cheltuieli privind combustibilul	2.303.746	2.386.549
Total	7-675.889	8.456.528

9. CREANTE COMERCIALE SI ALTE CREANTE

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 creantele comerciale si alte creante se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Creante comerciale	865.338.164	684.296.714
Alte creante	129.703.771	115.977.790
Avansuri catre furnizori	19.155.031	68.413.826
Fonduri nerambursabile de primit		5.239.033
TV A de recuperat	28.432.828	21.666.435
Ajustari pentru deprecierea creantelor comerciale încerte	(100.578.031)	(87.986.497)
Ajustari pentru deprecierea altor creante	(90.080.080)	(84.159.760)
Total	851.971.683	723.447.541
Structura creantelor comerciale se prezinta astfel;
	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Clienti pe piata de energie electrica, din care:	863.706.722	679.681.724
- clienti - activitate operationala - energie	428.633.645	400.984.043
- clienti - piata de echilibrare	255.980.457	110.268.217
- clientî - schema de sprijin de tip bonus pentru promovarea
cogenerarii de înalta eficienta	179.092.620	168.429.464
Clienti din alte activitați Îru	1.631.442	4.614.990
Total creante comenciale	865.338.164	684.296.714

· CNTEE Transelectrica SA isi desfasoara activitatea operationala in baza Licentei de functionare nr.161/2000 emisa de ANRE, actualizata prin Decizia Presedintelui ANRE nr. 802/18.05.2016, pentru prestarea serviciului de transport al energiei electrice, pentru prestarea serviciului de sistem si pentru administrarea pietei de echilibrare.

La data de 31 decembrie 2016, clientii in sold din activitatea operationala si piata de echilibrare inregistreaza o crestere fata de 31 decembrie 2015 determinata in principal de:

cresterea cantitatii de energie electrica transportata;
cresterea volumului tranzactiilor pe piata de echilibrare in luna decembrie 2016 fata de luna decembrie 2015, determinand cresterea creantelor aflate in sold la clata de 31 decembrie 2016 fata de 31 decembrie 2015;
incasarea in data 3 ianuarie 2017 a creantelor aferente pietei de echilibrare scadente in data de 30 decembrie 2016.

Principalii clienti in sold pe piata de energie electrica sunt reprezentati de: CIGA Energy, RAAN, Electrica Fumizate, Societatea Energetica, Enel Energie, Enel Energie Muntenia, Opcom. Ponderea principalilor clienti pe piata de energie electrica este de circa 49% in total creante comerciale,

· CNTEE Transelectrica SA desfasoara activitatile aferente schemei de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerarii de inalta eficienta, in calitate de administrator al schemei de sprijin, in conformitate cu prevederile HGR nr. 1215/2009 cu completarile si modificarile ulterioare "principalele atributii fiind de colectare lunare a contributiei pentru cogenerare si plata lunara a bonusurilor".

La data de 31 decembrie 2016, Compania inregistreaza creante de incasat din schema de sprijin de tip bonus pentu promovarea cogenerarii de inalta eficienta in proximativ 21% (31 decembrie 2015 - 25%) din total creante comerciale.

Clientii din schema de sprijin tip bonus pentru promovarea cogenerarii de inalia eficienta inregistreaza la data de 31 decembrie 2016 o crestere determinata in principal de neachitarea la scadenta a contributiei pentru cogenerare de inalta eficienta datorata de fumizorii de energie electrica.

In perioada 01 ianuarie – 31 decembrie 2016, sumele aferente schemei de sprijin tip bonus s-au diminuat, dupa cum urmeaza:

suma de 11.843.207 reprezentand supracompensare pentru anul 2014, din care incasari prin tranzactii bancare in suma de 5.052.692 (Termo Calor - 195.801 si Electrocentrale Oradea - 4.856.891) si incasari pe baza de compensari efectuate prin Institutul de Management si Informatica (conforn HG nr. 685/1999) in suma de 6.790.515 (Electrocentrale Oradea);
suma de 96.646.326 reprezentand supracompensare pentru anul 2015, din care incasarii pancare in suma de 12.362.142 (CET Grivita, Veolia Prahova, Veolia lasi, Thermoenergy) si incasari pe baza de compensari efectuate prin Institutul de Management si Informatica (conform HG nr. 685/1999) in suma de 84.284.184 (Complex Energetic Oltenia, Enet si Electrocentrale Bucuresti);
suma de 2.674.846 reprezentand bonus necuvenit pentru anul 2015, din care incasari prin tranzactii bancare in suma de 324.626 (Electrocentrale Bucuresti) si incasari pe baza de compensari efectuate prin Institutul de Management si Informatica (conform HG nr. 685/1999) in suma de 2.350.220 (CET Arad si Energy Cogeneration).

La data de 31 decembrie 2016, Compania incesat in suma de 123.569.247, reprezentate de facurile emise aferente schemei de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerarii de inalta eficienta, din care:

supracompensare pentru perioada 2011-2013 in suma de 76.702.140, respectiv de la RAAN 63.467.054 si CET Gevora SA - 13.235.086:
supracompensare pentru 2014 in suma de 1.393.972, respectiv de la Electrocentrale Oradea 1.393.972;
bonus necuvenit pentru 2014 in suma de 3.914.960, respectiv de la RAAN 1.981.235, CET Govora 1.933.725;
bonus necuvenit pentru 2015 in suma de 563.899, respectiv de la CET Govora - 534.377, Interagro - 29.523;
supracompensare pentru 2015 in suma de 13.233.555, respectiv de la Electrocentrale Oradea 13.233.555.
contributie pentru cogenerare neincasata de la furnizorii consumatorilor de energie electrica, in suma de 27.760.721, respectiv: Transenergo Com - 4.740.918, Enel Energie - 4.693.023, Enel Energie Muntenia - 4.611.160, PetProd -4.391.193, Romenergy Industry - 2.680.620, RAAN- 2.385.922, UGM Energy - 1.814.175 si altii.

Pentru stingerea creantelor generate de supracompensarea pentru perioada 2011-2013, Compania a solicitat producatorilor efectuarea de compensari reciproce. RAAN nu a fost de acord cu aceasta modalitate de stingere a creantelor si datoriilor reciproce, motiv pentru care Compania a aplicat si aplica in continuare prevederile art. 17 alin. 5 din Ordinul presedintelui ANRE m. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea modului de colectare a contributiei pentru cogenerarea de inalta eficienta si de plata a bonusului pentru energia electrica produsa in cogenerare de inalta eficienta: "in cazul in care producatorul nu a achitat integral catre administratorul schemei de sprijin obligatiile de plata rezultate in conformitate cu prevederile prezentului regulament, administratorul schemei de sprijin plateste producatorului diferenta dintre valoarea facturilor emise de producator si obligatiile de plata ale producatorului referitoare la sphyma de sprijin, cu restimales explicita, pe documentul de plata, as producalonial itsembale in "sprijn" de splant" spirint de sprijn cuvenite,

CNTEE Transelectrica SA a incheiat cu CET Govora SA o convensare si esalonare la plata a sumelor reprezentand creante din contravaloarea supracompensarii pentru perioada 2011-2013 si a bonusului nesuvenit pentru anul 2014 (Conventia nr. C 135/30.06.2015 si Actul aditional nr. 1/04.08.2015). Durata Conventiei a fost de 1 an (perioada inlie 2015-august 2016) si a prevazut de a calcula si incasa penalitati pe perioada esalonarii la plata.

In baza Conventiei, au fost compensate creantei de incasat de la CET Govora SA cu datoriile catre CET Govora SA, reprezentate de bonus de cogenerare pentru perioada mai 2014 retinut prin aplicarea prevederilor art. 17 alin.5 din Ordinul presedintelui ANRE nr. 116/2013 si a prevederilor din Conventie, in suma de 40.507.669.

Ca urmare a suspendarii in instanta, prin Sentinta civila nr. 3185/27.11.2015, a Deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014 prin care a fost stabilita valoarea supracompensarii perioada 2011-2013, CET Govora SA nu a mai respectat obligatiile asumate prin Conventie.

Incepand cu data de 9 mai 2016, pentru CET Govora s-a deschis procedura generala de insolventa. In vederea recuperarii creantelor izvorate inaintea deschiderii procedurii de insolventa, Compania a urmat procedurile specifice prevazute de Legea nr. 85/2014 - Legea insolventei si a solicitat instantei admiterea creantelor, potrivit legii.

Avand in vedere cele prezentate, incepand cu data de 9 mai 2016, Compania a sistat aplicarea prevederilor att. 17.5 din Ordinul presedintelui ANRE nr. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea modului de colectare a contributiei pentru cogenerarea de inalta eficienta si de plata a bonusului pentru energia electrica produsa in cogenerare de inalta eficienta si a achitat lunar catre CET Govora bonusul de cogenerare.

Prin Decizia civilă nr. 2430/05.10.2016, Înalta Curte de Casaţie şi Justiţie a admis recursul declarat de ANRE împotriva Sentinţai civile nr. 3185/27.11.2015, a casat în parte sentinţa atacată şi a respins cererea de suspendare formulată de CET Govora, hotărârea fiind definitivă. Astfel, începând cu data de 05.10.2016, efectele Deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014 nu mai suspendate, producând efecte pe deplin.

In aceste conditii, Compania aplica dispozitiile art. 17 alin Ordinul ANRE nr. 116/ 2013 pentru datoriile si creantele reciproce nascute ulterior procedurii insolventei, in sensul retinerii bonusului datorat CET Govora SA pana la concurenta sumelor aferente schemei de sprijin neachitate Companiei.

In luna septembrie 2016, CNTEE Transelectica SA a incheiat cu SC Termoficare Oradea un contract de preluare a datoriei SC Electrocentrale Oradea reprezentand supracompensarea pentru anul 2014 si 2015. Datoria preluata, in suma de 29.259.377, a fost esalonata in 24 rate lunare (31.10.2016-30.09.2018), iar suma de 9.774.959 a fost reclasificata la creante pe termen lung, avand scadenta mai mare de 1 an.

Avand in vedere prevederile Hotararii de Guvem 925/2016 cu modificarile ulterioare, prezentata mai sus in Nota I, Societatea nu inregistreaza provizioane pentru schema de sprijin, valoarea nerecuperata a fi inclusa in contributia pentru cogenerare.

Alte creante

La data de 31 decembrie 2016, alte creante in suma de 129.703.771 includ in principal:

penalitati de întarziere la plata clientilor rau platnici, în suma de 59.769.320 (din care suma de 25.925.061 reprezinta penalitati aferente schemei de intarziere la plata au fost inregistrate de cilentii; RAAN (16.901.449), SC CET Govera (9.606.504), SC Eco Energy SRL (8.909.843), SC Petprod SRL (8.894.655), Arcelor Mittal Galati (3.993.435), Total Electric (3.288.967). Pentru penalitatile calculate pentru plata cu intarziere a creantelor din activitatea operationala au fost inregistrate ajustari de depreciere;
creante de recuperat de la ANAF in suma de 44.442.936 (a se vedea paragraful de mai jos);
creanta de recuperat de la OPCOM reprezentand TVA-ul aferent aportului in natura la capitalul filialei in suma de 4.517.460; - cheluieli inregistrate in avans in suma de 10.574.113 reprezentate in principal de avansuri la contractele incheiate cu fumizorii de energie electrica necesara acoperiu tehnologic pentru perioadele viitoare (8.501.498), comision de garantare pentru creditul BEI 25710 (90.067) si comision de acordare credit ING (681.215), mentenanta si asistenta tehnica (225.272), chirii (585.470);
alte creante incobilizate in suma de 4.386.422 reprezinta garantii pentru ocuparea temporara a terenului, calculate si retinute in conformitate cu art. 39 alin. (1), alin. (5) din Legea nr. 46/2008 privind Codul Silvio, in vederea realizarii obiectivului de investitii LEA 400 kV Resita - Pancevo (Serbia).

Litigiu cu Agentia Nationala de Administrare Fiscala ("ANAF")

Transelectrica se afla in littigiu cu ANAF care a emis un rata de 20 septembrie 2011 privind rambursarea TVA pentru perioada septembrie 2006 pentru un numar de 123 facturi neutilizate identificate ca find lipsa (acestea au fost distruse in incentit in noaptea de 26-27 iunie 2009, la punctul de lucru din cladirea Millenium Business Center din str. Armand Calinescu nr. 2-4, sector 2, unde Compania isi desfasura activitatea), documente cu regim special, si pentru care a estimat o taxa pe valoarea adaugata colectata in suma de 16.303.174 plus accesorii in suma de 27.195.557. Valoarea totala a acestor obligatii este in suma de 43.498.731. Contravaloarea acestor obligatii a fost retinuta din TVA-ul platit de catre Companie in luna noiembrie 2011. Ulterior, Compania a constatat ca sumele virate drept TVA curent au fost luate in considerare pentru plata sumelor din raportul de inspectie fiscala mentionat mai sus. Astfel, Çompania a fost nevoita sa plateasca majorari de 944.423 aferente TVA-ului ce ar fi trebuit achitat in Iuna noiembrie 2017) pentru a nu inregistra datorii restante fata de bugetul de stat. In anul 2011 Compania a achitat suma 442.936.

Transelectrica a apelat la toate mijloacele legale de contestare a deciziei de impunere a ANAF, sens in care a fost depusa contestatie la ANAF impotriva deciziei de impunere si a solicitat suspendarea executarii deciziei de impunere pana la solutionarea pe cale administrativa a contestatiei depusa la ANAF. Instanta de judecata a respins solicitarea de suspendare a executarii raportului de inspectie fiscala.

Compania considera ca baza de impunere nu a fost determinata de catre ANAF in mod rezonabil, functie de caracterul integral reglementat al activitatii pe piata de energie electrica, aceasta fiind stabilita proportional cu numarul si valoarea facturilor emise in perioada supusa verificarii. Transelectica s-a considerat indroduca o actiune in instanta, introcat este de parere ca ANAF nu a avut in vedere toate datele si documentele cu relevanta pentru estimare, asa cum prevedea Codul de procedura fiscala aplicabil la acea data. Astfel, Compania a actionat in judecata ANAF-ul la Curtea de Apel Bucuresti in august 2012 pentru recuperarea sumei si a solicitat in probatoriu sa fie admise proba cu expertiza judiciara contabila.

La data de 18 septembrie 2013 a fost intocriit raportul de expertiza care a fost depus la dosarul cauzei la termenul din 20 septembrie 2013. La termetul din 18 octombrie 2013 partile au formulat obiectiuni cu privire la raportul de expertiza judiciara care au fost incuviintate de care Curtea de Apel la termenul din 15 noiembrie 2013, si care au fost comunicate expertului desemnat. La termenul din 7 martie 2014, expertul a prezentat raspunsul la obiectiunile formulate de Companie. Fata de veniturile avute in vedere de ANAF, in raport de care a fost estimata de ANAF taxa pe valoarea adaugata colectata in suma de 16.303.174, raportul de expertiza contabila judiciara a constatat existenta unor venituri nejustificate in suma de 551.013, suma la care ar fi trebuit calculata taxa pe valoarea adaugata si accesorii la aceasta. Sedinta a fost amanata pentru a se lua la cunostinta continutul raspunsului la obiectiunile raportului de expertiza.

La termenul din data de 30.04.2014, solutia pronuntata de fond - Curtea de Apel Bucuresti, Sectia a VIII-a Contencios Administrativ si Fiscal (Hotare nr. 1356/2014) in Dosar nr. 6657/2/2012 a fost urnatoarea: "Respinge cererea reclamantei CNTEE Transelectrica SA (Contestatie impotriva Actului administrativ fiscal ANAF)".

Compania a declarat recurs prin formularea cereii de repunere in termen depusa in acest dosar, cu termen de judecata fixat la 07.04.2016, sedinta ce a avut loc la Inalta Curte de Casatie si Justitie, Sectia Contencios Administrativ si Fiscal. In data de 07.04.2016, din lipsa de procedura, s-a stabilit un nou termen pentru data de 02.06.2016, termen la care instanta a ramas in pronuntare, amanand pronuntarea pentru data de 16.06.2016.

La acest termen, Inalta Curte de Casatie si Justite - Sectia Contencios Administrativ si Fiscal a pronuntat decizia nr. 1945/16.06.2016, prin care a dipus urmatoarele: "Admite cererea şi repune pe recurenta-reclamantă în termenu! de declarare a recursului. Respinge recursul de Compania Națională de Transport al Energiei Electrice "Transelectica" împotiva Sentinţei nr.1365 din 30 aprilie 2014 a Curţii de Apel Bucureşti - Secţia a VII-a contencios administrativ și fiscal, ca nefondat. Irevocabilă. Pronunțată în ședință publică, astăzi, 16 iunie 2016." Decizia Nr.1945/16.06.2016 pronuntata de Inalta Curte de Casatie si Justitie a fost comunicata Companiei prin fotocopierea acesteia.

Impotriva Decizia Nr.1945/16.06.2016 s-a formulat Contestatie in anulare ce a fost depusa la Inalta Curte de Casatie si Justitie. La data de 01.03.2017, Inalta Curte de Casatie si Justitie a dispus prin decizia nr. 779 urmatoarele: "respinge exceptia indmisibilitatii contestatiei in anulare formulata de contestatosea Transelectrica SA, invocata prin intampinare de intimata Directia Generala de Administrare a Marilor Contribuabili. Respinge contestatia in anulare formulata de contestatoarea Transelectrica SA impotriva deciziei civile nr. 1945 din 16 iunie 2016 a Inaltei Curti de Casatie de contencios administrativ si fiscal, pronuntat în dosarul nr. 6657/2/2012, ca nefondata. Irevocabila".

Avansuri catre furnizori

La 31 decembrie 2016, avansurile achitate cate furnizori sunt reprezentate de furnizori debitori pentru prestari servicii in suma de 19.155.031, din care 19.132.894 reprezinta sume din tranzactiile aferente mecanismului de cuplare prin pret. Aplicarea mecanismului de cuplare prin pret a inceput in data la care Proiectul "4 Market Market Coupling" care prevede unirea pietelor de energie electrica PZU (Piata Zilei Urmatoare) din Romania, Ungaria, Cehia si Slovacia a intrat in faza de operare. In cadrul mecanismului de cuplare prin pret a pietelor pentru ziua urmatoare, bursele de energie electrica coreleaza, pe baza de licitatii, tranzactiile cu entru ziua urmatoare tinand seama de capacitatea de interconexiune pusa la dispozitie de OTS prin care se realizeaza alocarea implicita a acesteia. CNTEE Transelectrica SA, in calitate de OTS, transfera energia electrica, cat si comercial, catre OTS vecin (MAVIR-Ungaria) si administreaza veniturile din congestii pe interconexiunea respectiva (art. 139 din Ordinul ANRE nr. 82/2014), iar in relatie cu SC OPCOM SA are calitatea de Participant Implicit la Piata Zilei Urmatoare.

In calitate de Agent de Transfer si de Participant Implicit, CNTEE Transelectrica SA are sarcina comerciala de a deconta energia tranzactionata intre SC OPCOM SA si MAVIR,

Ajustari pentru deprecierea creantelor comerciale, a creantelor comerciale incerte si pentru alte creante incerte

Politica Transelectrica este a de a inregistra ajustari de depreciere pentru pierdere de 100% pentru clientii in litigiu, in insolventa si in faliment si 100% din creante neincasate intr-o gerioada mai mare de 180 zile, cu exceptia creantelor restante generate de schema de sprijin. De asemenea, Compania effectueaza si o analiza individuala a creantelor comerciale si a altor creante neincasate.

Cele mai mari ajustari de depreciere la 31 decembrie 2016, calculate pentru creantele si penalitatile aferente acestora, au fost inregistrate pentru SC Petprod SRL (29.242.364), SC Eco Energy SRL (24.736.066), SC Total Electric Oltenia SA (14.185.577), Romenergy Industry (13.018.634), RAAN (8.662.121), Also Energ (7.177.167), Opcom (4.517.460). Pentru recuperarea creantelor ajustate pentru depreciere, Compania a luat urmatoarele masuri: actionare in instanta, înscriere la masa credala etc.

La acceasi data, Compania are inregistrata o ajustare de depreciere a creantei in valoare de 44.442.936 aferenta obligatiilor totale platite catre ANAF.

Expunerea la riscul de incasare, precum si ajustarile de valoare aferente creantelor comerciale sunt prezentate in Nota 29.

10. ALTE ACTIVE FINANCIARE

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 situatia altor active financiare se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Depozite bancare cu o maturitate mai mare de 90 zile	135.090.000	70.085.000
Total	135.090.000	70.085.000

Depozitele bancare cu maturitate mai mare de 90 zile, constituite banesti aflate in conturi curente, sunt in suma de 135.090.000 la 31 decembrie 2016 si de 70.085.000 la 31 decembrie 2015.

11. NUMERAR SI ECHIVALENTE DE NUMERAR

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 numerarul si echivalentele de numerar se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Conturi curente la banci si depozite, din care:	033 616 367	974.402.163
- numerar si depozite din cogenerare de inalta eficienta	107.811.909	175.599.351
- numerar din veniturile aferente alocarii capacitatilor de
interconexiune utilizate pentru investitii in retea	77.026.910	58.726.737
numerar din taxa de racordare	22.532.536	35.275.358
Casa	44.789	48.777
Alte echivatente de numerar	37	318
Total	033.661.193	974.451.258

Depozitele bancare cu maturitate initia de 90 zile, constituite din disponibilitatile banesti aflate in conturi curente (inclusiv depozitele din cogenerare) sunt in suma de 688.114.823 la 31 decembrie 2016 (595.622.400 la 31 decembrie 2015).

12. CAPITALURI PROPRII

Capitalul social

In conformitate cu prevederile OUG nr. 86/2014 privind stabilitea unor măsuri de nivelul administrației publice centrale și pentru modificarea și completarea unor acte normalive, la data de 20 februarie 2015 a fost inregistrat în Registrul actionarilor Companiei transferul celor 43.020.309 actiuni Roman din administrarea Secretariatului General al Guvernului, in contul Statului Roman in administrarea Ministerului şi Turismului.

In baza prevederilor art. 2 din OUG nr. 55/19 noiembrie 2015 privind stabilirea unor măsuri de reorganizare la nivelul administraţiei publice centrale şi pentru modificarea unor acte normative, a fost înfiinţat Ministerul Economiei, Comerţului şi Relaţilor cu Mediul de Afaceri (MECRMA), prin reorganizarea şi preluarea activităţilor Ministerului Economiei, Gomerţului și Turismului, care s-a desființat, și prin preluarea activității și a structurilor în domeniul întreprinderilor mico jlocii şi mediului de afaceri de la Ministerul Energiei, întreprinderilor Mici și Mediului de Afaceri,

La sfarsitul fiecarei perioade de raportare, capitalul social subscris si varsat integral al Companiei, in suma de 733.031.420 este inpartit in 73.303.142 actiuni ordinala de 10 leifactiune si corespunde cu cel inregistrat la Oficiul Registrului Comertului.

Structura actionariatului la 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 este urmatoarea;

	31 decembrie 2016		31 decembrie 2015
Actionar	Numar de actiuni	% din capitalul social	Numar de actiuni	% din capitalul social
Statul Roman prin MECRMA	43.020.309	58.69%	43.020.309	રેક રેતે જે જે જે જે જે જેવી સવલતો પ્રાપ્ય થયેલી છે. આ ગામનાં લોકોનો મુખ્ય વ્યવસાય ખેતી, ખેતમજૂરી તેમ જ પશુપાલન છે. આ ગામમાં પ્રાથમિક શાળા, પંચાયતઘર, આંગણવાડી તેમ જ દૂધની ડે
Alti actionari persoane juridice	25.797.725	35.19%	24.981.328	34,08%
Alti actionari persoane fizice	4.485.108	6,12%	5.301.505	7,23%
Total	73.303.142	100,00%	73.303.142	100.00%

Incepand cu data de 29 iulie 2016 si pana la data intocmirii acestor situatii financiare, participatia S.I.F. Oltenia a scazut sub pragul de 5%.

Compania recunoaste modificarile in conditiile prevazute de legislatia in vigoare si numai dupa aprobarea lor in Adunarea Generala Extraordinara a Actionarilor si inregistrarea acestora la Oficiul Registrului.

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 capitalul social se prezinta astfel;

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Capital social (valoare nominala)	733.031.420	733.031.420
Soldul capitalului social	733.031.420	733.031.420

Actionarii au dreptul la dividende si fiecare actiune confera un drept de vot in cadrul adunarilor Companiei. Valoarea dividendelor cuvenite actionarilor, repartizate din profitul anului 2015, conform Hotararii AGA nr.3/28.04.2016, a fost in suma de 194.253.326, plata acestora efectuandu-se prin internediul Depozitarului Central incepand cu 28 iunie 2016. Valoarea dividendelor neplatite, aflate in sold la 31 decembrie 2016 este de 1.312.744 (31 decembrie 2015 1.387.237).

Prima de emisiune

Toate actiunile nou emise in cadrul majorarii de capital ce a avut loc prin oferta publica initiala primara in anul 2006 au fost subscrise si platite integral la pretul de emisiune in valoare de 49.842.552, respectiv diferenta dintre pretul de emisiune a actiunilor si valoarea nominala a acestora a fost inregistrata in contul de rezerve al Companiei.

Rezerve legale

Rezervele legale in suma de: 116.360.295 la 31 decembrie 2016 si 99.407.385 la 31 decembrie 2015, reprezinta rezerve legale constituite conform legislatiei in vigoare aplicabila si nu pot fi distribuite. Compania transfera catre rezerva legala cel putin 5% din profitul anual contabil (OUG nr. 64/2001, Legea nr. 227/2015) pana cand soldul cumulat atinge 20% din capitalul social varsat.

Reserve din recontrova

Rezerva din reevaluare este in suma de 549.088.226 la 31 decembrie 2016 si in suma de 603.684.792 la 31 decembrie 2015. Ultima recevaluare a cladirilor speciale a fost efectuata la 31 decembrie 2015 de catre SC JPA Audit & Consultanta SRL, evaluator independent autorizat de catre Uniunea Nationala a Evaluatorilor Autorizati din Romania ("ANEVAR").

Alte rezerve

La 31 decembrie 2016, alte rezerve sunt in suma de 56.953.728 (55.694.602 la 31 decembrie 2015), din care 20.952.260 reprezinta valoarea fondurilor structurale la Autoritatea de Management pentru Programul Operational Sectorial "Cresterea Competitivitatii Economice" si 32,718.386 reprezinta valoarea subventiilor din tarif de racordare, care au fost utilizate la finantarea lucrarilor de investitii receptionate privind bunurile care apartin domeniului public al statului, iar 3.283.082 reprezinta valoarea terenurilor pentru care sunt obtinute certificate de atestare a dreptului de proprietate. Dupa cum este prezentat in Nota 26, terenurile pentru care s-au obtinut titlurile de proprietate sunt recunoscute la valoare, justa pe seama rezervelor, fiind urmate de o majorare a capitalului social dupa inregistrarea la Oficiul Registrului.

Rezultatul reportat

Rezultatul reportat este in suma de 1.602.438.193 la 31 decembrie 2016 si in suma de 1.487.644.971 la 31 decembrie 2015.

Din profitul realizat la data de 31 decembrie 2016 a fost repartizata la "Alte rezerve" suma de 78.045.154, din care:

suma de 50.582.674 reprezinta repartizarea venturilor nete din alocarea capacitatilor de interconexiune realizate in anul 2016, In conformitate cu Regulamentul (CE) nr.714/2009 si Ordinul ANRE nr. 53/2013 veniturile din alocarea capacitation de interconexiune se utilizeaza pentru realizarea de investitii in reteaua electrica de transport pentru mentinerea sau cresterea capacitatilor de interconexiune.

In aceste condifii, veniturile realizate in anul 2016 din alocarea capacitatii de interconexiune (net de impozițul pe profit și de rezerva legala) au fost repartizate pe desinatia prevazuta la art. 1 lit.d) din OG nr.64/2001 "Alte repartizari prevazute de lege", La repartizarea veniturilor din alocarea capacitatii de interconexiune realizate in anul 2016 pe destinatia "alte repartizari prevazute de lege" a fost luata in considerare corectiva in suma de 18.845.649,79 lei a venitului reglementat, ca element de corectie provenit din perioada tarifara 1 iulie 2014 - 30 iunie 2015 (845.649,79 lei) si din perioada tarifara iulie 2015 - 30 iunie 2016 (18.000.000 lei), aplicata de ANRE la determinarea tarifului mediu de transport al energiei electrice pentru perioada tarifara 1 iulie 2016 - 30 iunie 2017. Astfel, suma de 18.845.649,79 lei nu devine sursa de finantare a investitiilor in mentinerea silsau cresterea capacitatii de interconexiune a retelei electrice de transport din Romania, aceasta suma fiind utilizata in calculul de transport ca sursa complementara venitului obtinut din tariful de transport pentru acoperirea costurilor reglementate aferente perioadelor tarifare 1 iulie 2015 si 1 iulie 2015 -30 iunie 2016.

· suma de 27.462.480 reprezinta repartizarea la rezerve a sumei profitului pentru care s-a beneficiat de scutire de impozit pe profit, mai putin partea aferenta rezervei legale, incepand cu data de 1 iulie 2014, conform prevederilor art. 22 din Legea nr. 227/2015 privind Codul fiscal, cu modificarile si completarile ulterioare.

Propunerea de repartizare a profitului nei la data de 31 decembrie 2016

Profitul contabil inregistrat de CNTEE Transelectrica SA la data de 31 decembrie 2016, pentru care se propune repartizarea, este de 278.823.063, mai mare cu 6.461.520 fata de profitul net contabil, decarece suma de 6.461.520 reprezentand participarea salariatilor la profit se inregistreaza pe cheltuielile anului 2016 sub forma de provizion.

In aceste conditii, propunerea de repartizare pe destinatiile legale a profitului contabil ramas dupa deducerea impozitului pe profit la data de 31 decembrie 2016, in suma de 278.823.063, este urmatoarea:

Destinația	Suma
Profit contabil rămas după deducerea impozitului pe profit la data de 31 decembrie 2016 (include provizionul pentru participarea salariatilor la profit)	278.823.063
Repartizare profit contabil pe următoarele destinaţii:
Rezerva legală (5%)	16.952.910
Alte repartizari prevazute de lege - scutirea de la plata a impozitului pe profitul reinvestit	27.462.480
Alte repartizari prevazute de lege - venituri realizate in anul 2016 din alocarea capacitatii de interconexiune (net de impozitul pe profit si de rezerva legala)	50.582.674
[Participarea salariaților la profit (cheltuiala cu provizion în 2016)	6.461.520
Dividende cuvenite acționarilor si alte rezerve constituite ca surse proprii de finantare Profit nerepartizat	177.363.479

Propunerea de repartizare a profitului contabil rămas după deducerea impozitului pe profit la data de 31 decembrie 2016 s-a efectuat în conformitate cu prevederile legislației în vigoare, respectiv:

OG nr. 64/2001 - privind repartizatea profitului la societățile naționale și sociețățile comeniile comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, precum și la regiile autonome, aprobată cu modificări prin Legea nr. 769/2001, cu modificările şi completările ulterioare;
OMFP nr. 128/2005 - privind unele reglementări contabile aplicabile agenţilor economici;
OMFP nr. 144/2005 - privind aprobarea Precizărilor privind determinarea sumelor care fac obiectul repartizării profitului conform OG nr. 64/2001 privind repartizarea profitului la societățile naționale și societățile comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, precum și la regiile autonome, aprobață cu modificări prin Legea nr. 769/2001, cu modificările şi completările ulterioare;
Legea nr. 227/2015 privind Codul fiscal, cu modificările şi completările
Bugetul de venituri si cheltuieli pe anul 2016 aprobat prin Hotararea AGA nr. 1/28.03.2016;
Regulamentul (CE) nr. 714/2009 al Parlamentului European si al Consiliului din 13 iulie 2009 privind conditiile de acces la retea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrica si de abrogare a Regulamentului (CE) nr. 1228/2003;
Ordinul ANRE xr. 53/2013, cu modificarile si completarile ulterioare privind aprobarea Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice;
Referatul de aprobare a tarifilui mediu pentru serviciul de transmis de ANRE cu adresa nr. 54539/26.07.2016 privind datele luate in considerare de ANRE la stabilirea tarifara 1 iulie 2014 - 30 îunie 2015 si pentru perioada tarifara 1 iulie 2015 (inclusiv corectia pentru veniturile din alocarea capacitatii de interconexiune).

Profitul contabil pe anul 2016 rămas după deducerea impozitului pe profit s-a repartizat pe următoarele destinaţii:

a) - rezerva legală în sumă de 16.952.910, determinata in cota de 5% conforn prevederilor art. 26 alin. (1) lit. a) din Legea nr. 227/2015 privind Codul fiscal, cu modificările şi completările ulterioare;

b) • alte repartizari prevazute de 27.462.480, reprezentate de scutirea de la plata a impozitului pe profitul reinvestit, in conformitate cu prevederile art. 22 din Legea nr. 2272015 privînd Codul fiscal, cu modificările şi completările ulterioare;

c) - alte repartizari prevazute de 50.582.674, reprezentate de veniturile realizate în anul 2016 din alocarea capacitatii de interconexiune (sume nete de impozitul pe profit si de rezerva legala), repartizate conform prevederilor art. I lit. d) din OG nr. 64/2001 privind repartizarea profitului la societăție naționale și societățile comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, precum și la regiile autonome, cu modificările ulterioare, coroborat cu prevederile Regulamentului (CE) nr. 714/2009 si ale Ordinului ANRE nr. 53/2013 care prevad utilizarea veniturilor din alocarea capacitatilor de interconexiune pentru realizarea de investitii in retea pentru mentinerea sau cresterea capacitatilor de interconexiune.

La repartizarea veniturilor din alocarea capacitatii de interconexiune realizate in anul 2016 pe destinatia "alte repartizari prevazute de lege" a fost luata in considerate corectia negativa in suma de 18.845.649,79 a venitului reglenentat, ca element de corectie provenit din perioada tarifara I iulie 2014 - 30 iunie 2015 (845.649,79 care suplimenteaza suma de 17.729.577,06 stabilita anterior de ANRE) si din perioada tarifara 1 iulie 2015 - 30 iunie 2016 (18.000.000), aplicata de ANRE la determinarea tarifului mediu de transport al energiei electrice pentru perioada tarifara 1 iulie 2016 - 30 iunie 2017. Astfel, suma de 18.845.649,79 nu devine sursa de finantare a investitiilor in mentinerea si/sau cresterea capacitatii de interconexiune transfrontaliera a retelei electrice de transport din Romania, aceasta suma fiind utilizata in calculul tarifului de transport ca sursa complementara venitului obtinut de transport pentru acoperirea costurilor reglementate aferente perioadelor tarifare 1 iulie 2014 - 30 iunie 2015 si 1 iulie 2015 - 30 iunie 2016;

d) - participarea salariaţilor la profit, în sumă de 6.461.520 - în limita a 10% din profitul net, dar nu mai mult de nivelul unui salariu de bază mediu lunar realizat la nivelul Companiei în anul 2016 înmulţit cu numărul mediu de personal din anul 2016, conform prevederilor OG nr. 64/2001 privind repartizarea profitului la societatile nationale si societatile comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, precum si la regile autonome, cu modificările și completările ulterioare, si prevederilor OMFP nr. 144/2005 pentru aprobarea Precizărilor privind determinarea sumelor care fac obiectul repartizacii profitului conform OG nr. 64/2001;

Participarea salariaţilor la profit s-a reflectat în situaţiite pentru anul 2016 prin constituirea unui provizion pentru participarea, salariatilor la profit, conform prevederilor OMFP nr. 128/2005 privind unele reglementári contabile aplicabile agentifon èconomici;

e) – dividendele cuvenite acționarilor si alte rezerve constituite ca surse proprii de finantare în sumă de 177.363.479 urmeaza a fi repartizate in conformitate cu hotararea Adunarii Generale a Actionarilor.

Cu privire la stabilirea valorii dividendelor brute cuvenite acţionarilor se va tine cont de numărul de acţiuni existent la data întocmirii situaţiilor financiare ale anului 2016, respectiv 73.303.142 acţiuni, iar dividendul brut pe acţiune va fi stabilit considerand trei zecimale după virgulă. Totodata, la momentul elaborarii situatiilor financiare, Compania are in vedere urmatoarele documente:

Adresa Ministerului Economiei nr. 1258/21.03.2017 privind solicitarea de rorma de dividende a unei cote de 90% din profitul realizat al anului 2016 conform Memorandumului aprobat de Guvernu! Romaniei cu tema Mandauarea reprezentaniilor statului in Adunarilor/Consiliul de Administratie, dupa caz, la societatile nationale, companiile nationale si societatile cu capital integral sau majoritar de stat, precum si la regiile autonome, in vederea luarii masurilor ce se impun pentru repartizarea unei cote de minim 90% din profitul nei realizat al anului 2016 sub forma de dividende/varsaminte la bugetul de stat;
Politica privind distributia de dividende a CNTEE Transelectrica SA, avizata de Consiliul de Supraveghere prin Decizia nr. 12/2016 si aprobata de Adunarea Generala a Actionarilor cu Hotararea nr. 1/28.03.2016.

13. VENITURI IN AVANS

Venturile in avans sunt reprezentate in principal de racordare, alte subventii pentru investitii, fonduri europene nerambursabile de la Ministerul Pondurilor Europene, precum si venituri din utilizarea capacitatii de interconexiune. La 31 decembrie 2016, situatia veniturilor in avans la 31 decembrie 2016 se prezinta astfel;

	31 decembrie 2016	Din care: portiunea pe termen scurt la 31.12.2016	31 decembrie 2015	Din care: portiunea pe termen scurt la 31.12.2015
Venituri inregistrate in avans - alocare capacitate
din interconexiune	6.578.507	6.578.507	2.761.069	2.761.069
Venituri inregistrate in avans - fonduri europene	1.320.318	1.320.318	107.045	107.045
Fonduri din tarif de racordare	319.025.555	21.082.024	342.552.722	20.808.151
Fonduri europene	109.440.915	7.472.520	117.637.561	7.032.883
Alte subventii	31.618.306	1.671.705	33.071.283	2.699.096
Total	467.983.601	38.125.074	496.129.731	33.408.244

Evolutia veniturilor in avans pe termen scurt in cursul anului 2016 se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Sold la inceputul perioadei	33.408.244	33.069.502
Incasari in avans aferente capacitatii de interconexiune	38.685.253	26.264.538
Incasari din fonduri europene	1-213-273	56.204
Transfer din venituri in avans pe termen lung	(313.881)	26.371
Venituri din utilizarea capacitatii de interconexiune	(34.867.815)	(25.622.519)
Venituri din fonduri guropene		(385.852)
Total	38.125.074	33.408.244

13. VENITURI IN AVANS (continuare)

Evolutia veniturilor in avans pe termen lung in cursul anului 2016 se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Sold la inceputul perioadei	462.721.487	552.768.103
Subventii racordare	(2.951.432)	(38.265.277)
Reclasificare subventii racordare in patrimoniu public		(31.459.260)
Fonduri nerambursabile	32.742	12.418.264
Fonduri nerambursabile de restituit	(137.280)	(1.880.989)
Transfer in venituri in avans pe termen scurt	60% -259	(26.371)
Reluarea la venituri a subventiilor	(30.415.549)	(30.832.983)
Total	429.858.527	462.721.487

Suma de 1.259.126 reprezinta valoarea subventiilor din tarif de racordare, care au fost utilizate la finantarea lucrarilor de investitii receptionate in anul 2016 si care sunt aferente bunurilor ce apartin domeniului public al statului.

In data de 4 martie 2016, CNTEE Transelectrica SA a primit de la Ministere privind situatia Cererii de rambursare nr. 3/18.12.2015 pentru Retelmologizarea Statiei 400/110/20 kV Tulcea Vest, prin care a fost instiintata ca a fost aprobata pentru plata suma de 4.827.104 a fost incasata de Companie in data de 22 iulie 2016. Conform PV de constatare a neregulilor nr.231668/11.04.2016, din suma incasata de 4.827.104, Compania a restituit suma de 137.280.

14. IMPRUMUTURI

Imprumuturi pe termen lung

La datele de 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 sumele datorate institutiilor de credit intr-o perioada mai mare de un an sunt urmatoarele:

Descriere	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
NIB PIL No 02/18 (a)	11.337.158	18.212.042
BIRD 7181 (b)	74.348.437	113.751.751
NIB PIL No 03/5 (c)	20.889.060	31.219.050
NIB PIL No 02/37 (d)	11.182.303	16.712.138
KfW 10431 (e)	9.521.818	19.435.029
KfW 11300 (f)	9611.198	24.012.296
JBIC (g)		9.030.166
BRD (h)		6.600.000
BEI 25709 (i)	98.390.500	108.923.148
BEI 25710 (i)	105.910.484	116.447.869
ING+BRD (i)	95.363.100	133.020.300
Obligatiuni negarantate (k)	200.000.000	200.000.000
Total imprumuturi pe termen lung de la institutiile de credit, din
care:	636.554.058	797.363.789
Mai putin: Portiunea curenta a imprumuturilor pe termen lung	(134.624.060)	(162.774.045)
Total imprumuturi pe termen lung, net destatelegourente	501.929.998	634.589.744

CNTEE Transelectrice SA
Note la situatiile financiare separate intocmite la data de 31 decembric 2016
(Toute sumcie sunt exprimate în IEI, ducu mi oste indicat alifel)

14. IMPRUMUTURI (continuare)

Situatia imprumulurilor pe termen lung la data de 31.12.2016

Nr. crt.	Denumire Imprumut	0819 acordaril	Valgare Imprumut (valuta)	Sold la 31.12.2016 (valula)	Solil la 31.12.2016 (RON)	Rota dobanda	Maturitate conform imprumut
2 3	NB PIC 02/18 BIRD 7181 NIB PIL 03/5	19.02.2003 15.07.2003 12.11.2004	18.441.684,50 USD 71,622,715,47 EUR 23.000.000,000,00 EUR	2.634.526 USD 16.372.341 EUR 4.600.000 EUR	11.337.158 74.348.437 20.889.060	LIBOR 6M+0,9% ultima comunicata 0,19%	16.04.2018 15,01,2020 15.09.2018
4 5 6	NIB PIL 02/37 KfW 10431 KAW 11300	25.02.2004 12.08.2004 12.08.2004	12.927.944,17 EUR 21.885.108.70 EUR	2.462.466 EUR 2,096,809 EUR	11.182.303 9.521.818	EORIBOR 6M+0,85% EURIBOR 6M40,9% EURIBOR 6M+0,6%	17.09.2018 31.07.2017
7 8	JBIC BRD	25.06.2004 0.02.2010	30.832.611,20 EUR 2.621.145,000,00 JPY 33,000,000,000 RON	2.1 6.491 EUR 0 JPY 0 RON	0.611-198 0 0	EURIBOR 6M+0,6% 3,1% ROBOR 6M+1,25%	31.07.2017 15.09.2016 31.08.2016
9 10 11	BEI 25709 BEI 25710 ING+BRID	05.08.2010 02.08.2010 26.07.2012	32.500.000,00 EUR 32,300,000,000 EUR 42.000.000.000 EUR	21.666.667 EUR 23.322.650 EUR 21,000,000 EUR	98.390.500 105.910.484 93.363.100	3,596% 3,856% si 2,847% EURIBOR 6M+2,75%	10.09.2025 11.04.2028 13.02.2019
12	Obligation niggarantate	19.12.2013	200.000.000,000 RON	200.000.000 RON	200.000.000	6,1%	19.12.2018
	COTA				636.554.058

14. IMPRUMUTURI (continuare)

Imprumuturile pe termen lung sunt detaliate dupa cum urmeaza:

a) Imprumutul acordat de NIB PIL nr. 02/18

lmprumutul a fost acordat de NIB in 2003. Suma totala datorata la 31 decembrie 2016 se ridica la 2.634.526 USD. Soopul imprumutului este finantarea reabilitarii Statice 400/220 kV Slatina. Imprumutul este purtator al unei rate variabile a dobanzii LIBOR la sase luni plus o marja de 0,9%. Rambursarea este esalonata pe parcursul a 10 ani, in 20 transe, platibile intre 2008 si 2018.

b) Imprumut acordat de BIRD nr. 7181

Imprumutul a fost acordat de BIRD in 2003 pentru obiectivul «Piata de Electricitate». Suma datorata la 31 decembrie 2016 este de 16.372.341 EUR. Rata dobanzii este cea comunicata de BIRD in functie de costul de finantare. Rata dobanzii aferenta ultimei transe a fost de 0,19%. Rambursarea se face semestrial (pe 15 iulie a fiecarui an) incepand cu 15 iulie 2008, ultima rambursare fiind in data de 15 ianuarie 2020.

Acordul de impunut cuprinde anumite clauze financiare: (i) indicele de acoperire al serviciului datoriei trebuie sa fie cel putin 1,3 si (ii) raportul dintre activele curente si obligatiile curente trebuie sa fie cel putin 1,2.

c) Imprumut acordat de NIB PIL nr. 03/5

linprumutul a fost acordat de NIB la 12 noiembrie 2004 pentru obiectivul «Reabilitarea statiei electrice 400/220110 kV Gutinas». Suma datorata la 31 decembrie 2016 este de 4.600.000 EUR. Rata dobanzii este EURIBOR la sase luni plus 0,85%, rambursatea se face semestrial, in rate egale incepand cu data de 15 martie 2009, ultima rata fiind in data de 15 septembrie 2018.

d) Imprumut acordat de NIB PIL nr. 02/37

Imprumutul a fost acordat de NIB la 25 februarie 2004 pentru obiectivul «Reabilitarea statiei electrice 400/220 kV Rosiori». Suma datorata la 31 decembrie 2016 este de 2.462.466 EUR. Rata dobanzii este EURIBOR la sase luni plus 0,90%, rambursarea se face semestrial, in rate egale incepand cu data de 15 septembrie 2008, ultima rata fiird in data de 17 septembrie 2018.

e) Imprumut acordat de KfW nr. 10431

Imprumutul a fost acordat de KFW la 12 august 2004 pentru obiectivul "Reabilitarea statiei electrice 400/220/110 kV Sibiu Sud". Suma datorata la 31 decembrie 2016 este de 2.096.809 EUR. Rata dobanzii este EURIBOR la sase luni plus 0,60%, rambursarea se face semestrial, in rate egale incepand cu data de 31 isnuarie 2008. ultima rata fiind in data de 31 iulie 2017.

f) Imprumit acordat de KfW nr. 11300

Imprumutul a fost acordat de KfW la 12 august 2004 pentru obiectivul «Reabilitarea statiei electrice 400/220/100 Kv Bucuresti Sud». Suma datorata la 31 decembrie 2016 este de 2.116.491 EUR. Rata dobanzii este EURIBOR la sase luni plus 0,60%. rambursarea se face semestrial, in rate egale incepand cu data de 31 ianuarie 2008, ultima rata fiind in data de 31 iulie 2017.

g) Imprumut acordat de JBIC

Imprumul a fost acordat de JBIC la 25 iunie 2004 pentru obiectivul «Reabilitarea statiei Brazi». Suma datorata la 31 decembrie 2016 este de zero JPY. Rata dobanzii este de 3,10%, ranbursarea s-a efectuat semestrial, in rate egale incepand cu data de 15 martie 2007, ultima rata fiind in data de 15 septembrie 2016.

h) Imprumut acordat de BRD Groupe Societe Generale SA

Imprumutul a fost acordat de BRD - Groupe Societe Generale 2010 pentru finantarea unor proiecte de investitii privind modernizarea si retehnologizarea instaliilor din statiile Gura Valomitei, Lacu Sarat, Isaliita si Gutinas, precum si finantarea altor proiecte cuprinse in programul de investitii pe perioada 2009 - 2010. Suma datorata la 31 decembrie 2016 este zero RON. Imprumutul este purtator al unei rate a dobanzii variabile ROBOR la sase luni plus o marja de 1,25%. Rambursarea este esalonata pe parcursul unei perioade de 5 ani, in 10 transe platibile intre 2012 si 2016.

14. IMPRUMUTURI (continuare)

i) Imprumut acordat de BEI 25709 si BEI 25710

Imprumuturile au fost acordate de BEI in august 2010 pentru a finanta modemizarea si reabilitarea Retelei Electrice de Transport din Romania. Valoarea fiecarui imprumut este de 32.500.000 EUR. Imprumutul nr. 25709 nu este garantat, în timp ce imprumutul nr. 25710 este garantat de CitiBank Eirope PLC. Dublin - Sucursala Romania. Perioada de ranbursare este de 15 ani, cu o perioada de gratie de 2 ani. Rambursarea se face incepand din 2012 si pana în 2025 pentru imprumutul BEI 25709 (pe 10 martie si 10 septembrie a fiecarui an) si incepand cu 2013 si pana in 2028 pentru imprumutul BEI 25710 (pe 11 aprilie si 11 octombrie a fiecarui an). Rata dobanzii este 3,596% pentru imprumutul BEI 25709 si 3,847% pentru imprumutul BEI 25710.

Suma datorata la 31 decembrie 2016 pentru imprumutul BEI 25709 este de 21.666.667 EUR si pentru imprumutul BEI 25710 este de 23,322.650 EUR.

Acordul de imprumut BEI 25709 cuprinde anumite clauze financiare: (i) raportul dintre EBITDA si dobanzile aferente imprunuturilor pe termen lung platite in cursul anului trebuie sa fie cel putin 4,2; (ii) raportul dintre obligatiile pe termen lung si capitalurile proprii trebuie sa nu depaseasca 0,95.

lmprumutul BEI 25710 este garantat de care CitiBank Europe PLC. Dublin - Sucursala Romania. Contractul prevede un comision de garantare de 0,46% pe an calculat la 115% din valoarea creditului ramas de rambursat. Contrace incheiat la 26 ianuarie 2011 curpinde anumite clauze financiare: (i) raportul dintre EBITDA consolidat si cheltuielile financiare nete consolidate trebuie sa fie cel putin 4,2; (i) raportul dintre datoria neta totala si valoarea capitalurilor proprii trebuie sa nu depaseasca 0,95.

j) Imprunul acordat de ING Bank N.V., Ansterdan - Sucursala Bucuresti si BRD - Groupe Societe Generale SA

Imprumutul acordat in iulie 2012 de catre consortiul format din ING Bank N.V. Ansterdam - Sucursala Bucuresti si BRD -Group Societe Generale SA. Este destinat finantarii urmatoarea statiei 400/200/10/20Kv Lacu Sarat, modernizacea statiei 220/110kv Mintia, sisteme in statii si inlocuirea autorransformatoarelor si transformatoarelor in statiile electrice. Perioada de rambursare este de 84 de luni cu o perioada de gratie de 24 luni, cu rambursari semestriale egale incepand din august 2014. Imprumutul are o rata variabila EURIBOR pe 6 luni cu o marja de 2.75%. Imprumutul este garantat 122,5% prin cesiune de creante. Suma datorata la data de 31 decembrie 2016 este de 21.000.000 EUR.

Contractul include anumite clauze financiare: i) raportul dintre EBITDA si cheltuielile financiare sa fie de minim 4,2; il) raportul dintre datoria totala neta si EBITDA sa fie de maxim 3.5.

k) Emisiunea de obligatiuni

1 111

Adunarea Generala Extraordinara a CN Transelectrica SA prin hotararea nr. 7 din data de 30.09.2013, a aprobat platonul de pana la 900 millioane RON pentru emisiunile de obligatiuni in perioada 2013-2017, din care, in perioada 11 decembrie 2013 -18 decembrie 2013 s-au enis obligatiuni in valoare de 200.000.000 RON, primara pe piata interna de capital. Obligatiunile sunt negarantate si nu sunt convertibile in actiuni. Rata de dobanda a obligatiunilor este de 6,1%/an, dobanda fiind platia anual la datele decembrie 2015, decembrie 2016, decembrie 2016, decembrie 2017 si decembrie 2018. Obligatiunile sunt scadente in data de 19 decembrie 2018.

In urma avizului acordat de catre Consiliul Bursei de Valori Bucuresti reunit in sedinta din data de 14 ianuarie 2014, incepand cu data de 16 ianuarie 2014 obligative ale Companiei sunt tranzactionate la Bursa de Valori Bucuresti, sectorul Titluri de Credit - categoria 3 Obligatiuni corporative sub simbolul TELI8.

Pe intreaga perioada in care obligatiunile nu sunt rascumparate integral, Compania se obliga sa respecte anumiti indicatori financiari: (i) Rata de Acoperire a Dobanzii sa fie egala sau mai mare de 4,2; (ii) Raportul dintre Datorii si Capital sa fie mai mic sau egal cu 0,95.

La data de 31 decembrie 2016, indicatori financiari aferenti contractelor de credit, inclusiv din emisiunea de obligatiuni au fost indepliniti.

Portiunea pe termen lung a imprumuturilor va fi rambursata dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2014

Intre 1 si 2 ani (	311.711.992	133.886.282
Intre 2 si 5 ani km	95.401.520	384.416.722

CNTEE Transelectrica SA Note la situatiile financiare separate intocmite la data de 31 decembrie 2016 (Toate sumele sunt exprimate in LEI, daca nu este indicat altfel)

Peste 5 ani	94.816.486	116.286.740
Total	501.929.998	634.589.744

Compania nu a efectuat activitati de acoperire impotiva riscurilor sale in moneda straina sau expunerii la riscurile asociate ratej dobanzii.

Toate imprumuturile pe termen lung, cu exceptia JBIC, BEI 25709, BEI 25710 si Obligatiuni, sunt purtatoare de dobanda variabila si în consecinta valoarea justa a imprumuturilor pe termen lung este similara cu valoarea lor copabila.

La data de 31 decembrie 2016 imprumuturile pe termen lung garantate de care Guvernul Romaniei, prin internediul Ministerului Finantelor Publice sunt: BIRD 7181, NIB PIL 03/5, NIB PIL 02/18, NIB PIL 02/18, NIB PIL 02/18, NIB PIL 02/2/2/2 0 JBIC.

Imprumutul de la BRD este garantat prin cesiunea creantelor pe care Compania le are de incasat de la SC CEZ Vanzare SA si prin garantia reala mobiliara constituita asupra tuturor conturilor deschise cu BRD – Groupe Societe Gotere GA,

Imprumutul de la ING si BRD este garantat prin cesiunea creantelor pe care Compania le are de incasat de la SC EON Energie Romania SA, SC Enel Distributie Muntenia SA, SC Alpiq Romindustries SRL, SC Electroniagences & A, SC Repower Furnizate Romania SRL si prin garantia reala mobiliara constituita aferente activitatii de in restiti deschise la ING si un cont aferent activitatii de investitii deschis la BRD SMCC.

Incepand cu luna noiembrie 2016, imprumutul este garantat prin cesiunea creantelor pe care Compania le are de incasat doar de la SC EON Energie Romania SA si SC Enel Distributie Muntenia SA.

Contractul de garantare incluire de l'in compe PLC este garantat prin cesiunea creantelor pe care Compania le are de incasat de la SC Enel Energie Muntenia SA.

Imprumuturi pe termen scurt

Imprumuturile pe termen scurt sunt detaliate dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Portiunea curenta a creditelor pe termen lung Dobanzi aferente imprumuturilor pe termen lung si scurt Dobanzi aferente obligatiunilor	134.624.060 3.140.317 440.555	162.774.045 4.215.492 372.778
Total imprumuturi pe termen scurt	138.204.932	167.362.315

Transelectrica a contractat o linie de credit in luna februarie 2016 de la BRD GROUP SOCIETE GENERALE SA, Sucursala Mari Clienti Corporativi pentru o perioada de 12 luni pentru finantarea schemei de spijin de tip bonus pentru cogenera de inalia eficienta, sub forma de descoperit de cont, in suma de 150.000.000, cu o dobanda calculata in functie de rata de referinta ROBOR IM, la care se adauga o marja negativa de 0,05%. In care valoarea ratei de referinta ROBOR 1M este mai mica de 0,05%, rata de dobanda aplicata este 0%.

Linia de credit nu este utilizata la data de 31 decembrie 2016. Aceasta a fost garantata prin:

ipoteca mobiliara asupra contului bancar deschis la banca;
ipoteca mobiliara asupra creantelor rezultate din contractele privind contru congenerare de inalia eficienta incheiate cu Cez Vanzare S.A., E.ON Energie Romania S.A., Repower Furnizare S.R.L., Tinmar T

15. OBLIGATII PRIVIND BENEFICIILE ANGAJATILOR

In conformitate cu HG nr. 1461/2003, Compania furnizeaza beneficii in natura sub forma de energie gratuita angajatilor care s-au pensionat din cadrul entitatii predecesoare.

De asemenea, conform contractului colectiv de munca, Compania furnizeaza beneficii pe termen lung atat salariatior – in functe de vechimea in munca si vechimea in cadrul Companiei - cat si fostilor salariati, dupa pensionare. Beneficiile acordate angajatilor cu functii de conducere sunt prezentate in Nota 28 Salarizarea conducerii Companiei,

Beneficiile pe termen lung acordate de Companie cuprind urmatoarele:

premii de pensionare care variaza de la 1 la 5 salarii de baza brute lunare in functie de numarul de ani de vechime in Companie la data pensionarii;
prime jubiliare intre 1 si 5 salarii de baza brute lunare in functie de numarul de ani vechime in cadrul Companiei;
energie electrica gratuita acordata dupa pensionare de 1.800 kWh/an acordata conform prevederilor contractului colectiv de munca.

Calculele actuariale referitoare la beneficii post angajare si la alte beneficii pe termen lung au fost determinate de catre un actuar autorizat, in baza contractului de servicii nr. C 211/09.11.2016 incheiat cu dl. Silviu Matei.

Obligatiile privind beneficiile angajatilor se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Prime jubiliare	20.697.649	13.779.508
Prime de pensionare	11.482.723	7.722.895
Energie electrica gratuita acordata actualilor angajati si angajatilor pensionati	11.033.095	13.166.892
Beneficii pentru terminarea contractului de munca	78.385
Prime de maternitate	13.123
Total	43,304,975	34.669.295

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015, Compania are o obligatie pe termen lung acordate angajatilor in suma de 43.304.975 si respectiv 34.669.295. Estimarea acestor obligatii s-a facut luand in considerare urmatoarele:

pretul energiei electrice la 31 decembrie 2016 si pretul estimat pentru perioadele viitoare. Pretul estimat pentru perioadele urmatoare a fost prognozat pe baza datelor observate anterior pentru pretul energiei;
salariul de baza la 31 decembrie 2016 si salariile de baza estimate de actuar pentru perioadele viitoare (o creștere a salariilor de 4% in primii 3 ani, 3% in anul 4 si 2% pentru restul);
numarul de salariati la 31 decembrie 2016 si numarul de Companie pe baza ratelor proiectate de plecare din cadrul Companiei si a datelor statistice referitoare la mortalitatea populatiei furnizate de INS pentru perioada 2006-2016;
rata de actualizare estimata de actuar este cea comunicata de EIOPA (care difera in fiecare pri); pentru anul urmator rata de actualizare este curba dobanzilor in lei fara ajustari furnizata de EIOPA pentru luna decepinţie 2016.

Note la situatiile financiare separate intocrnite la data de 31 decembrie 2016 (Toate sunnele sunt exprimate in LEI, daca nu este indicut alifei)

15.

	31 decembrie 2015	Costul dobanzi!	Costul servicimui curent	Platile din provizion	Pierdere actuarialo aferenta nerioadei	31 decembric 2016
Beneficiile aferente jubileefor ce vor fi acordate angajaților
achisli	13.779.507	204.922	702,277	1,157,904	6-778.847	20.697.649
Beneficile aferente concediilor de maternitate ce vor fi acordate
angajatilor actuali		184	13.335	15.370	14_974	13.123
Beneficiile aferente primelor scordate la fesirea la pensie a
angajaților actuali	7.722.896	339 205	1.530.731	688.300	2 578 191	11.482.723
Beneficiile aferente primelor acordate pentru tenminarea
contractului de munca		761	75,646	62.222	64.200	78,385
Beneficii aferente contravalorii energiei electrice ce va fi achitata
actualitor angajuti dupa iesirea la pensie	7.305.932	253.121	84.071		(964.756)	6.678.368
Beneficiile aferente achitării contravalorii energiei electrice ce va
fi achitată actualilor pensionari	5.860.960	230.343	(635.368)	367,250	(733.958)	4.354.727

	34,669,295	1-418.536	1.770.692	2.291.046	7.75 7-498	43.304.975

Principalele ipoteze luate in colculul actuarial sunt prezentato mai jos:

Rata de discount

Pentru primii 5 ami

Pentru perioade mai mari de 5 ani

Crestere salariala

o, 97%; 1,393%; 1,799%; 2,197%; 2,197%; 2,197%; 2,197%;
0,97%; 1,393%; 1,799%; 2,197%; 2,197%; 2,1563%;
curba dobanzilor in lian fara fairania.
1,199%; 1,200%; 1,000%; pombr 0,81%; 1,23%; 1,64%;2,04%; 2,40% decembrie 2016 avand un varf de valoare decembrie 2016 având un Vilo de Valcate

్రామ

31 decembrie 2015

31 decembrie 2016

4,33%

1,0%

16. DATORII COMERCIALE SI ALTE DATORII

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015, datoriile comerciale si alte datorii se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Furnizori- piata de energie electrica	591.678.777	514.807.670
Furnizori de imobilizari	76.404.309	39.714.264
Furnizori alte activitati	27.546.104	28.674.364
Sume datorate angajatilor	5.291.891	4.762.762
Alte datorii	173.027.119	188.208.644
Total	873.948.200	776.167.704

• La data de 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015, datoriile aflate in sold pe piata de energie sunt in suma de 591.678.777 respectiv 514.807.670 si prezinta urmatoarea structura:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Furnizori piata de energie electrica, din care:
- furnizori - activitate operationala - energie	122.864.250	174.758.380
- furnizori - piata de echilibrare - furnizori din schema de sprijin de tip bonus pentru	286.774.831	164.652.268
promovarea cogenerarii de inalta eficienta	182.039.696	175.397.022
Total	591.678.777	514.807.670

• Scaderea datoriilor catre fumizorii din activitatea operationala - energie a fost determinata de:

diminuarea pretului de achizitie al energiei electrice necesara acoperirii consumului propriu tehnologio (CPT),
achitarea obligatiilor de plata aflate in sold pe piata de energie electrica la 31 decembrie 2015.

• Cresterea datoriilor catre furnizorii pe piata de echilibrare a fost determinata de cresterea volumului franzactiilor pe piata de echilibrare in luna decembrie 2016 fata de luna decembrie 2015, determinand cresterea datoriilor catre fumizorii pe aceasta piata, aflate in sold la data de 31 decembrie 2016 fata de 31 decembrie 2015.

Furnizorii pe piata de energie electrica sunt reprezentati in principal de: SC Hidroelectrica SA, RAAN, Mavir, Complex Energetic Hunedoara, Electrocentrale Bucuresti, CET Govora, Complex Energetic Oltenia. La 31 decembrie 2016, ponderea acestora in total furnizori de energie este de circa 72%.

• Cresterea datoriilor aferente schemei de sprijin catre furnizori (producatori) a fost determinata de retinerea de la plata a bonusului de cogenerare si a ante-supracompensarii cuvenite producatorilor, in contul creantelor neincasate de Companie de la aceiasi producatori pe schema de sprijin, reprezentate de supracompensarea perioadei 2011-2013, prin aplicarea de catre Companie a prevederilor art. 17 alin. 5 din Ordinul presedintelui ANRE nr. 116/2013.

La data de 3 l decembrie 2016 se inregistreaza obligatii de plata catre furnizori (producatori) in suma de 52.490.203 (RAAN - 49.076.992, CET Govora SA - 3.368.966), reprezentand bonusul de cogenerare si ante-supracompensarea pentru anii 2014 si 2015, precum si bonusul neacordat pentru anul 2015. Sumele reprezentand datoriile Companiei aferente schemei de sprijin, fata de RAAN si CET Govora au fost retinute la plata in baza art. 17 alin. 5 din Ordinul presedintelui ANRE nr. 116/2013, intrucat furnizorii (producatorii) inregistreaza obligatii de plata fata de Companie pe schema de sprijin de tip bonus.

Compania a solicitat producatorilor (furnizori ai Companiei) care nu au achitat facturile de supracompensare, acordul pentru efectuarea compensarii datoriilor reciproce la nivelul minim al acestora prin Institutul de Management si Informatica (IMI) care gestioneaza unitar toate informatiile primite de la contribuabili, in baza prevederilor HG nr. 685/1999.

RAAN nu a fost de acord cu aceasta modalitate de stingere a creantelor reciproce, motiv pentru care Compania a aplicat si aplica in continuare prevederile art. 17 alin. 5 din Ordinul presedintelui ANRE nr. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea modului de colectare a contributiei pentru cogenerarea de inalta eficienta si de plata a bonusului pentru energia electrica produsa in cogenerare de inalta eficienta: "in cazul in care producatorul nu a achitat integral catre administratorul schemei de sprijin obligatiile de plata rezultate cu prevederile prezentului regulament, administratorul schemei de sprijin plateste producatorului diferenta dintre valoarea facturilor emise de producatile de plata ale producatorului referitoare la schema de sprijin, cu mentionarea explicita, pe documentul de plata, a sumelor respective" si a retinut de la plata sumele aferente schemei de sprijin cuvenite.

16. DATORII COMERCIALE SI ALTE DATORII (continuare)

CNTEE Transelectrica SA a includeas cu CET Govora SA o convensare si esalonare la plata a sumelor 2014 (Conventio na C. 125/2006 2015 vi 4 at 1 a 1 contractare 30 contraliate in candaler in cannonial necuvenit pentru anil 2014 (Conventia nr. C 135/30.06.2015 si Actul aditional nr. 1/04.08.2015). Durata Conventiei a fost de 1 an (perioada line 2015-august 2016) si a prevazut dreptul Companiei de a calcula si incasa penditati pe perioade estoneii la plata.

In baza Conventiei, au fost compensate creantele Companiei de incasat de la CET Govora SA cu datoriile catre CET Govora SA, reprezentate de bonus de cogenere pentru perioada mai 2014 - octomite 2015 retinut prin aplicarea prevederilor art 17 alin.5 din Ordinul presedintelui ANRE nr. 116/2013 si a prevederilor din Convente, in suma de 4.50.669.

Incepand cu data de 9 mai 2016, pentru CET Govora s-a deschis procedura generala de insolventa. In vederea recuperatii creantelor izvorate inaintea describiti de insolventa, Compania a urmat procedurile specifice prevazue de Legen nr. 85/2014 - Legea insolventei si a solicitat instantei admiterea creantelor, potrivit legii.

Avand in vedere cele prezentate, incepand cu data de 9 mai 2016, Compania a sistat aplicarea prevederilor art. 17.5 din Ordinul presedintelui ANRE nr. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea modului de colectare a contributiei pentru cogenera de ipala si de platea Regulantea Privin Slavini a Modului Colectrica produsa in cogenere a inalta eficienta si a achitat lunar catre CET Govora bonusul de cogenerare.

Prin Decizia civilă nr. 2430/05.10.2016, în lusiție a admis recursul declarat de ANRE împotriva Sentinţei civile nr. 3 185/27.11.2015, a casat în parte sentința a aumis resultar de Armonial de Armonitorie
Govera, botărârea fiind definiții. Acest în parte sentința ate su Govora, hotlares fiind definitya. Astfel, începând ou data de Stayelada Dospeldare Tomulatio de CELE (andela de CELE) (a muni suspendate, producând efecte pe deplin.

In aceste conditii, Compania aplica dispozitiile art. 17 alin Ordinul ANRE nr. 116/ 2013 pentru datoriile si creantele reciproce nascute ulterior procedurii insolventei, in estante eximent con provincial dellerit CET Govora SA panela concurera sumelor aferente schemei de sprijin neachitate Companiei.

Cresterea soldului furnizorilor de in obilizari la 31 decembrie 2015 s-a datorat demaratii unor proiecte noi de investitii.
Datoriile catre furnii neajunse la scadenta, datorii care au inregistrat o diminuare fata de 31 decembrie 2015.

Structura datoriilor inregistrate in "alte datorii" se prezinta astfel:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Creditori diversi Clienti-creditori Dividende de plata Alte datorii	134.201.186 29.283.054	182.582.103 3-014.528
	1.312.744 8.230.135	1.387.237 1.224.776
Total	173.027.119	188.208.644

La data de 31 decembrie 2016, pozitia "Creditori" in suma de 134.201.186 reprezenta in principal, pozitia neta a schemei de sprijin privind cogenerarea de inalta eficiente care, la data de 31 decembrie 2016 intregisteaza pozitie de atorie in suma de 128.272.529 (31 decembrie 2015: 180.877.090).

Pozitia neta a schemei de sprijin reprezinta diferenta dintre:

valoarea contributiei de colectat de la fumizorii consumatorilor de energie electrica, valoarea supracompensarii activitatii de producere a energiei electrice si termice in cogenerare de inalta eficienta pentru perioda 2011-2013, anul 2014 si anul 2015, bonusul necuvenit pentru anul 2014 si bonusul pentru anul 2015 - de incasat de la producatori, conform deciziilor ANRE, pe de-o parte, si
valoarea bonusului de cogenerare relinut in baza art. 17 alin. 5 din Ordinul presedintelui ANRE nr. 116/2013, a energia in occepters de inclusiones de vita e contru anul 2015 - de achitat care productorii de energie in cogenerare de inalta eficienta, beneficiari ai schemei de sprijin, pe de alta parte.

"Clientii creditori", la data de 31 decembrie 2016, sunt in suma de 29.283.054, din care 9.842.076 reprezinta sume incasate in avans de la MAVIR si 18.886.558 sume incasate in avans de la OPCOM, in cadrul tranzactiilor aferente mecanismului de cuplare prin pret.

La 31 decembrie 2016, dividendele cuvenite actionarilor Companiei si neplatite sunt in suma de 1.312.744, din pere suma de 576.596 este aferenta dividendelor repartizate din profitul anului 2015. Aceste sume se afla la disportigação principalismo por m intermediul agentului de plata.

16. DATORII COMERCIALE SI ALTE DATORII (continuare)

Alte datorii in suma de 8.230.135 sunt reprezentate in principal de garantiile pentru buna executie a contractelor de bura piata pe piata de energie electrica incheiate de CNTEE Transelectrica SA in suma de 7.986,930.

Provizioane

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 situatia provizioanelor se prezinta astfel:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Provizioane pentru litigii	3-351.880	3.741.368
Provizioane pentru contracte mandat	42.354.707	26.292.781
Provizioane fond participare salariati profit	7.968.215	8.131.725
Alte provizioane	126.976	89.339
TOTAL	53.801.778	38.255.213

Provizioanele in sold la data de 31 decembrie 2016 se prezinta astfel:

	Provizioane pemtru litigii	Provizioane pentru plata pe baza de actiuni	Provizioane fond participare salariati profit	Alte provizioane
Sold la 1 ianuarie 2016	3.741.368	26.292.781	8.131.725	89.339
Cresterea provizioanelor (contul de profit si pierdere)		18.534.145	7.934.747	126.752
Descresterea provizioanelor (contul de profit si pierdere)	(389.488)	(2.472.219)	(8.098.257)	(89.115)
Cresterea provizioanelor (AERG)
Descresterea provizioanelor (AERG)
Sold la 31 decembrie 2016	3.351.880	42.354.707	7.968.215	126.976

Provizioanele pentru litigii aflate in sold la 31.12.2016, in suma de 3.351.880, sunt reprezentate in principal de provizioane constituite pentru litigii salariale in suma de 195.000 si pentru itigiul cu filiala OPCOM in suma de 2.670.029 pentru amenda stabilita in urma investigatiei UE.

La data de 24.11.2014, Filiala SC OPCOM SA, a chemat în judecata CNTEE Transelectrica SA, in vederea obligarii acesteia la plata sumei de 582.086,31 euro (2.585.161 la cursul BNR din data de 24.11.2014), reprezentand suma achitata de aceasta cu titlu de amenda, din totalul amenzii de 1.031.000 euro aplicata filialei OPCOM S.A. de catre Comisia Europeana, in conditiile in care filiala SC OPCOM SA a efectuat plata integrala a amenzii stabilita de Comisia Europeana,

De asemenea, OPCOM SA a mai solicitat instantei de judecata obligarea Companiei la plata sumei de 84.867 cu titlu de dobanda legala aferenta perioadei 11.06.2014 - 24.11.2014, la care se adauga cheltuicii de judecata in suma de 37.828 (vezi Nota 26 iii).

La 31 decembrie 2016, Compania a inregistrat un provizion in suma de 42.354.707 (26.292.781 la 31 decembrie 2015) pentru componenta anuala variabila cuvenita membrilor Directoratului de Supraveghere (vezi Nota 28).

Provizionul in suma de 7.968.215 este reprezentat in principal constituit pentru participaren la ari profitul aferent exercitiului financiar 2016 in suma bruta de 6.461.520 si contributii datorate bugetuly de spa ir suma de 1.473.227.

17. IMPOZITUL PE PROFIT

Impozitul pe profit pentru anii 2016 si 2015 se prezinta dupa cum urmeaza:

	2016	2015
Cheltuiala cu impozitul pe profit curent Venit net din impozitul pe profit amanat	66.696.654 4.468.243	74.030.075 (4,262.006)
Total	62.228.411	69.768.069

Impozitul pe profit curent si amanat al Companiei pentru anii 2016 si 2015 este determinat la o rata statutara de 16%, fiind in vigoare in anul 2016 si in anul 2015.

Reconcilierea cotei efective de impozitare:

	2016	2015
Profitul inainte de impozitul pe profit	334.589.954	431.806.088
Impozit pe profit la rata statutara la o rata de 16%	53.534.393	68.771.606
Efectul cheltuielilor nedeductibile	21 229 593	15.892.792
Efectul veniturilor neimpozabile	(5.260.670)	(7.724.846)
Rezerva din reevaluare taxabila	4.906.450	3.731.868
Rezerva legala	(2.712.466)	(3.357.264)
lmpozit pe profit scutit	(4.625.260)	(3.284.081)
Alte efecte	(5,143,629)	(4.262.006)
Total	62.228.411	69.768.069

CNTEE Transelectrica SA
Note la situatiile financiare separate intocante la data de 3 1 decembrie 2016
(Toute sumele sunt exprimate in LEI, daca na este indical alifel)

17. IMPOZITUL PE PROFIT (continuare)

Tabelul de miscare privind datoria cu impozitele auzanate in 2016 se prezinta dupa cum umeaza:

Elemente	Sald In lanuarie 2015	Recunoscut in profit si pierdere	Recunoscut direct in A DRG	Sold Ia 31 decembrie 2015	Recumoscut in profit si pierdere	Sold In 31 decembrie 2016
Imobilizari corporale - durate de viata	1,300,140	1,735.916		3.036.056	1-283-825	4.319.881
Imobilizari corporale - rezerve din reevaluare	35.089.330	(3.708.009)	10.715.470	42.096.791	(4,520,670)	37,576,121
Imobilizari corporate finantate din subventii	(467.932)	(575.110)		(1.043.042)	(563.157)	(1.606.199)
Obligatiile privind beneficiile angajatiilor	(4.037.548)	20.844		(3.986.704)	1.914.306	(2.072.398)
Estimat interconexiune	(1.716.440)	483.430		{1.233.010}	(12.639)	(1-245-649)
Provizioane	(1.957.768)	(2,249.077)		(4.206.845)	(2.569.908)	(6,776,753)
Impozit (activ)/datoric	28.209.782	(4.262.006)	10,715.470)	34,663,246	(4.468.243)	30.195.003

Impozitul amanal consta din:

	Activ		Datorie		Net
	31-dec-16	31-dec-15	31-dec-16	31-tiec-15	31-dec-16	31-dec-15
Imobilizari corporale - durate de viata	(854-269)	(451.802)	5.174.150	3.487.858	4.319.881	3.03€ 026
Imobilizari corporale - rezerve din reovaluare	(4.520.669)	(8.263.112)	42.096.790	20 350 003	37.576.121	42.096.791
lmobilizari corporale finantate din subventii	(1.610.928)	(1.045.663)	4.729	2.621	(। સ્ત્રીદ હેઠો	(1.043.042)
Obligatiile privind beneficiile angajatiilor	(2.072.398)	(4.885.772)		899,068	(2.072.398)	(3.986.704)
Estimat interconexiume	(1.245,649)	(1.233,010)	8		(1.245.649)	(1.233.010)
Provizioane	(6.776.753)	(4,206,845)			(6.776.753)	(4,206,845)
Impozit net (activ) Vilatorie	(17.080.666)	(20.086,204)	47.275,669	54.749.450	30.195.003	34.663.246
(

1747

રેટ

18. REZULTATUL PE ACTIUNE

La 31 decembrie 2016 si la 31 decembrie 2015 rezultatul pe actiune este:

	2016	2015
Profitul exercitiului financiar	272.361.543	360.054.467
Numarul de actiuni ordinare la inceputul si sfarsitul perioadei	73.303.142	73.303.142
Rezultatul de baza si diluat pe actiune (lei/actiune)	3,7155	4.91

19. ALTE IMPOZITE SI OBLIGATII PENTRU ASIGURARILE SOCIALE

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015, alte impozite si obligatii pentru asigurarile sociale cuprind:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Contributia la fondurile de asigurari sociale	4.981.239	4.025.139
Impozit pe salarii	1.928.808	1.500.798
Alte impozite de plata	1.701.162	1.237.426
Total	8.611.209	6.763.363

La 31 decembrie 2016, Compania inregistreaza obligatii de plata pentru contributiile de asigurari sociale, impozit pe salarii si alte impozite, care au fost achitate in luna ianuarie 2017.

20. VENITURI DIN EXPLOATARE

Veniturile din exploatare cuprind veniturile realizate din prestarea de catre Companie, pe piata de energie electrica, a serviciilor de transport si de sistem, alocatatii de interconexiune, servicii de operare a pietei de echilibrare si alte venituri.

Tarifele medii aprobate de ANRE pentru serviciile prestate pe piata de energie electrica se prezinta astfel:

	Tarif mediu pentru serviciul de transport	Tarif mediu pentru servicii de sistem tehnologice	Tarif mediu pentru servicii de sistem functionale
Ordin nr. 27/22.06.2016 pentru perioada 01 iulie - 31 decembrie 2016	18,70	11.58	1,30
Ordin nr. 93/25.06.2015 pentru perioada 01 iulie 2015 - 30 iunie 2016	20.97	12,58	1.17
Ordin nr. 51/26.06_2014 pentru perioada 01 ianuarie - 30 iunie 2015	22,50	12.54	1.42

Tariful mediu de transport al energiei electrice are doua componente: tariful pentru introducerea de energie electrica in retea (To) si tariful pentru extragerea energiei electrice din retea (TL).

î arifele zonale aferente serviciului de transport pentru introducerea de energie electrica in retea (To) au fost aprobate prin Ordinul ANRE nr. 89/2015, incepand cu data de 01 iulie 2015.

Tarifele zonale aferente serviciului de transport pentru extragerea de energie electrica in retea (T), au fost aprobate prin Ordinul ANRE nr. 93/2015, incepand cu data de 01 iulie 2015.

Tarifele zonale aferente serviciului de transport pentru introducerea de energie electrica in retea (Ta) si pentry agerea de energie electrica din retea (TL) au fost aprobate prin Ordinul ANRE nr. 27/2016, incepand cu data de 01 iulie 20

20. VENITURI DIN EXPLOATARE (continuare)

Cantilatea de energie electrica livrata consumatorilor la care s-au aplicat tarifele pentru serviciile prestate pe piata de energie electrica, se prezinta astfel:

	2016	2015
Cantitatea de energie electrica livrata consumatorilor (MWh)	53.523.021	52.473.065
Veniturile din exploatare realizate in anii 2016 si 2015 se prezinta astfel:
	2016	2015
Venituri din serviciul de transport	1.056.520.255	1.174.403.322
Venituri din alocarea capacitatii de interconexiune	82.232.459	102.160.979
Venituri din energia reactiva	6.954.413	7.794.793
Venituri din Inter TSO Compensation (ITC)	253.892	316.842
Venituri din tranzactii CPT	295.781	131.657
Venituri din serviciul de transport - total	1.146.256.800	1.284.807.503
Venituri din servicii de sistem functionale	66.139.093	67.959.911
Venituri din servicii de sistem tehnologice	648.801.922	662.002.989
Venituri cu schimburi neplanificate pe PZU	1.398.572	1.242.373
Venituri din servicii de sistem - total	716.339.587	731.205.273
Venituri pe piata de echilibrare	814.079.670	923.035.364
Alte venituri	45.827.232	45.537.871
Total venituri	2.722.503.289	2.984.586.101

Venituri din serviciul de transport

In conditiile cresterii cantitatii de energie electrica livrata consumatorilor, in anul 2015, cu 2%, respectiv cu 1.049.956 MWh, veniturile din serviciul de transport au inregistrat o suma de 117.883.067. determinata de diminuarea tarifelor medii aprobate de ANRE (cf. tabelului privind tarifele medii aprobate de ANRE pentru perioadele analizate, prezentat anterior).

Venituri din servicii de sistem functionale

In anul 2016 veniturile din serviciile de sistem functionale au inregistrat o diminuare de 1.820.818 comparativ cu anul 2015, determinata de scaderea tarifului mediu aplicat in perioada 01 iulie 2015 - 30 iunie 2016, de la 1,42 lei/MVI la 1,17 lei/MWh.

Efectele scaderii tarifului mediu aplicat in perioada 01 iulie 2015 au fost partial compensate de oresterea cantitatii de energie electrica livrata consumatorilor, in anul 2015, cu 2%, respectiv cu 1.049.956 MWh si cresterea tarifului mediu aprobat de ANRE incepand cu 01 iulie 2016, de la 1,17 lei/MWh la 1,30 lei/MWh.

Venituri din alocarea capacitatii de interconexiune

Mecanismul de alocare a capacitatii de interconexiune consta in organizarea de licitatii anuale, lunare, zilnice si intrazibice. Cele anuale, lunare si intrazilnice - se liciteaza doar capacitate de transport, iar cele zilnice cu Ungaria sunt implicite - se aloca simultan cu energia si capacitatea, prin mecanismul de cuplare.

Infintarea, incepand cu data de 19 noiembrie 2014, a bursei regionale de energie de catre Romania, Ungaria, Chia si Slovacia presupune ca aceste patru tari sa aiba un pret unic al electricitatii tranzactionate pe pietele spot. Alocarea de capacitate intre Romania si Ungaria, singura tara din cele 3 cu care Romania are frontiera, se face de transportatori: Transelectrica si MA VIR, prin mecanism comun, in baza unui acord bilateral.

Incepand cu anul 2016, s-a implementat principiul UIOSI, conform caruia participantii care nu folosesc capacitatea castigata la licitatiile anuale si lunare pe granita cu Bulgaria, sunt remunerati (de catre Transelectrica) pentru capacitatea respectiva. Aceasta se vinde ulterior in cadrul licitatiilor zilnice. Pet eranita cu Ungaria sensul este invers, in sensul ca MAVIR remunereaza participantii pentru capacitatile neutilizater frifth

20. VENITURI DIN EXPLOATARE (continuare)

Piata de alocare a capacitatilor de interconexiune este fluctuanta, preturile de cererea si necesitatea participantilor pe piata de energie electrica de a achizitiona capacitate de interconexiune.

. În anul 2016, în cadrul sesiunilor de licitatii, preturile cu Serbia, Ungaria si Bulgaria au fost mai mici comparativ cu anul 2015, ceea ce a determinat din alocarea capacitatii de interconexiune cu suma de 19.928.520.

Utilizarea veniturilor nete din alocarea capacitatii de interconexiune se realizeaza in conformitate cu prevederile art. 22 alin. (4) din Ordinul ANRE nr. 53/2013 si at. 16 alin. (6) al Regulamentului (CE) nr. 714/2009, ca sursa de finantare a investitii lor pentru modernizarea si dezvoltarea capacitatii de interconexiune cu sistemele vecine.

Venituri din servicii de sistem tehnologice

Veniturile din serviciile de sistem tehnologice au inregistrat o diminuare in anul 2015 cu suma de 13.201.067, determinata, in principal, de diminuarea tarifului mediu aprobat de ANRE pentru aceste servicii cu 7,9%, de la 12,58 leiMWh la 11,58 lei/MVh, incepand cu 01 iulie 2016 (cf. tabelului privind tarifele medii aprobate de ANRE pentru perioadele analizate, mai sus prezentat), in conditiile in care, cantitatea de energie electrica livrata a inregistrat o crestere cu 2%.

In anul 2016, veniturile din serviciile de sistem tehnologice au fost mai mari cu suma de 87.774.549 comparativ cu cheltuiel le privind achizitia serviciilor de sistem tehnologice realizate. Profitul a fost obtinut de piata si a unei bune administrari a procesului de achizitie prin licitatie a necesarului de rezerve de putere de la producatorii de energie electrica, concretizata in obtinerea la licitatii a unor preturi unitare medii mai mici fata de preturile unitare care au stat la baza calculului tarifului pentru serviciile de sistem tehnologice,

Aceasta suma se regaseste in profitul brut al Companiei înregistrat la data de 31 decembrie 2016.

Venituri pe piata de echilibrare

Veniturile pe piata de echilibrare au inregistrat o diminuare in anul 2015 cu suma de 108.955.694, determinata de scaderea dezechilibrului negativ inregistrat la nivelul furnizorilor de energie electrica pe piata de echilibre (PRE), respectiv scaderes dezechiiibrului dintre pozitia neta contractuala notificata si energia efectiv livrata.

Factorii principali care au determinat reducerea volunului de energie selectata pe piata de echilibrare pentru acoperirea dezechilibrului negativ inregistrat la nivelul furnizorilor de energie electrica, sunt:

echilibrarea sistenului s-a realizat prin pornirea / mentinerea in stare de functionare a mai multor grupuri / cazane termo si prin selectarea unui volum mai mic de energie la crestere de perioada similara a anului 2015;
gradul de impredictibilitate si volatilitate al productiei din surse regenerabile (in special eoliana) a fost atemuat in comparatie cu anul 2015;
subcontractarea pe pietei de echilibrare (in conditiile in care PRE-urile nu aveau valori ale notificatilor in dezechilibru semnificative) si participarea/tranzactionarea redusa pe piata întrazilnica de energie electrica.

La nivelul Companiei piata de echilibrare reprezinta un segment de activitate cu profit zero.

21. CHELTUIELI PENTRU OPERAREA SISTEMULUI SI DIN PIATA DE ECHILIBRARE

Cheltuielile pentru operarea sistemului si din piata de echilibrare realizate in anii 2016 si 2015 se prezinta astfel:

	2016	2015
Cheltuieli privind consumul propriu tehnologic	182.980.673	187.003.922
Cheltuieli cu congestiile	2.931.330	1.013.340
Cheltuieli privind consumul de energie electrica in statiile RET	15.382.428	14.078.458
Cheltuieli privind serviciile de sistem functionale	12.687.230	12.151.400
Cheltuieli cu Inter TSO Compensation (ITC)	16.775.121	17.604.242
Total cheltuieli operationale	230.756.782	231.851.362
Cheltuieli privind serviciile de sistem tehhologice	561.027.373	637.652.613
Cheltuieli privind piata de echilibrane (2)	814.079.670	923.035.364
Total	1.605.863.825	1.792.539.339

21. CHELTUIELI PENTRU OPERAREA SISTEMULUI SI DIN PIATA DE ECHILIBRARE (continuare)

Cheltuieli privind consumul propriu tehnologic

. Acestea reprezinta cheltuieille de energie electrica de pe piata libera de energie pentru acoperirea consumului propriu tehnologic (CPT) in RET.

Comparativ cu anul 2015, aceste cheltuieli au intregistrat o diminuare in anul 2016 cu suma de 4.023.249, determinata, în principal de:

diminuarea cantitatii de energie electrica necesara acoperirii CPT in RET cu cca. 1,930 TWh in anul 2015, la 1,010 TWh in anul 2016;
diminuarea pretului mediu de achizitie al energiei electrice necesara acoperitii CPT in RET, de la 181,37 lei/MWh in anul 2015 la 180,65 lei/MWh in anul 2016.

De asementa, scaderea pierilor tehnologice cantitative s-a datorat atat fluxurilor de importexport mai avantajoase din punct de vedere al CPT-ului, cat si conditilor meteo favorabile care au determinat scaderea pierderilor Corona si repartitir mai avantajoasa a unui mix favorabil al productiei de energie electrica.

Cheltuieli privind congestiile

Congestiile (restrictiile de retea) sunt solicitari de transport al energiei electrice peste limitele de retelei, fiind necesare actiuni corective din partea operatorului de transport situatia in care, la programarea functionarii sau la functionarea in timp real, circulatia de puteri intre doua noduri sau zone de sistem conduce la nerespectarea parametrilor de siguranta in functionare a unui sistem electroenergetic.

Inregistrarea de cheltuieli cu congestiile in anul 2016 in suma de 2.931.330 este, in cea mai mare parte, rezultatul unor retrageri accidentale, consecinta conditiilor meteo nefavorabile inregistrate in prima parte a anului 2016 (LEA 400 kV Tariverde - Tulcea Vest, in luna ianuarie 2016, LEA 400 kV lemut - Gadalin, LEA 220 kV Iernut - Baia Mare III, in Iuna iunie 2016).

Pentru respectarea criteriului de siguranta in piata de echilibrare au fost reduse valorile notificate de CEE Dobrogea, care debiteaza in reteaua electrica de 110 kV din zona Dobrogea (mai putin CEE Pantelimon si CEE Cerna) si in statia LEA 400 kV Tariverde.

Cheltuieli privind consumul de energie electrica in statiile RET

Cresterea de 1.303.970 inregistrata in anul 2015 a fost determinata de reclasificarea unor cheltuieli privind consumul de energie electrica în statiile RET inregistrate initial la alte servicii executate de terti.

Cheltuieli privind serviciile de sistem functionale

Cheltuielle privind serviciile de sistem functionale internationale necontractate de energie electrica cu tarile vecine si cheltuielile cu schimburile neplanificate pe piata zilei urmatoare.

Aceste cheltuieli au inregistrat o crestere in anul 2016 in suma de 535.830, determinata, in principal, de cresterea cheltuielilor pe piata de echilibrare privind schimburile neplanificate (exporturi) de energie electrica cu tarile vecine interconectate la SEN.

Cheltuieli cu Inter TSO Compensation (ITC)

Cheltuieiile cu ITC reprezinta obligatiile lunare de plataidrepturile de incasare pentru de transport si de sistem (TSO). Acestea se stabilesc in cadrul mecanismului de compensare/decontare a efectelor utilizarii retelei electrice de transport (RET) pentru tranzite de energie electrica intre operatorii TSO din 35 de tari care au aderat la acest mecanism din cadrul ENTSO-E si au fost mai mici cu 829.121 comparativ cu anul 2015.

Cheltuieli privind serviciile de sistem tehnologice

Cheltuie le privind serviciile de sistem tehnologice realizate in anul 2016 au inregistrat o diminuare fata de anul 2015 cu suma de 76.625.240.

Serviciile de sistem tehnologice sunt achizitionate de la producatori in scopul asigurarii mentinerii nivelului de siguranta in functionare a SEN si a calitatii energiei electrice transportata la parametrii ceruti de normele teinice in vigoare, Contractarea acestor servicii se realizeaza:

in regim reglementat, in baza Hofaranilor de Guvern si a Deciziilor ANRE;
prin mecanisme concurentiale

21. CHELTUIELI PENTRU OPERAREA SISTEMULUI SI DIN PIATA DE ECHILIBRARE (continuare)

Potrivit prevederilor HG nr. 138/08.04.2013 privind adoptarea unor masuri siguranta alimentarii cu energie electrica, in perioada 15 aprilie 2013 - 1 iulie 2015, Compania a achizitionat servicii de sistem tehnologice in conditiile reglementarilor emise de ANRE de la SC Complexul Energetic Hunedoara SA, la o valoare a putenii electrice de cel putin 400 MW si de la SC Complexul Energetic Oltenia SA, la o valoare a putin 600 MW. In conformitate cu prevederile HG nr. 941/29.10.2014, termenul stabilit pentru aplicarea prevederilor HG nr. 138/2013, pentru SC Complexul Energetic Hunedoara SA, se proroga pana la 31 decembrie 2017.

In perioada 1 ianuarie - 31 martie 2016 s-au achizitionat servicii de sistem tehnologice (rezerva tertiara lenta) in regim regiementat, conform prevederilor HG nr. 1019/30.12.2015 prin care s-a aprobat "Programul de iarna in domeniul energetic pentru asigurarea functionarii in conditii de siguranta si stabilitate a SEN".

Pentru perioada 01 iulie 2015 - 30 iunie 2016, achizita serviciilor de sistem telmologice s-a efectuat in regim reglementat de la SC Hidroelectrica SA (Decizia ANRE nr. 1377/26.06.2015, modificata prin Decizia ANRE nr. 1423/01.07.2015) si de la SC Complexul Energetic Hunedoara SA (Decizia ANRE nr. 859/08.04.2015).

In perioada 01.07.2016 - 31.12.2016 achizitia serviciilor de sistem tehnologice s-a efectuat in regim reglementat de la SC Hidroelectrica SA (Decizia ANRE nr. 1035/22.06.2016) si de la SC Complexul Energetic Hunedoara SA (Decizia ANRE nr. 1034/22.06.2016),

CNTEE Transelectrica SA refactureaza valoarea serviciilor de sistem tehnologice achizitionate de la producatori care furnizorii de energie electrica licentiati de ANRE, care beneficiaza in final de aceste servicii.

Cheltuieli privind piata de echilibrare

Cheluielile privind piata de echilibrare rezulta in urma notificantilor pe aceasta piata, fiind acoperite integral de veniturile realizate din piata de echilibrare. In anul 2016 acestea au fost in suma de 814.079.670.

CHELTUIELI CU PERSONALUL 22.

i) Cheltuieli cu personalul

	2016	2015
Cheltuieli cu salariile personalului	123.760.248	123.752.668
Cheltuieli sociale	6.011.964	3.899.877
Cheltuieli cu tichetele acordate salariatilor	9.004.373	4.021.158
Cheltuieli privind participarea salariatilor la profitul obtinut in anul
precedent	6.603.220	6.352.075
Cheltuieli aferente contractului de mandat si a altor comitete, comissii	3.579.344	1.590.083
Cheltuieli privind asigurarile si protectia sociala	38.384.677	33,109,483
Provizioane constituite pentru cheltuieli salariale si asimilate	23.629.139	12.214.296
Alte cheltuieli	894.401	1.374.404
Total	211.867.366	186.314.044

Cresterea cheltuielilor cu personalul in anul 2015 a fost determinata, in principal de:

majorarea cheltuieilor sociale in limita de 4,9% aplicata asupra valorii cheltuieiilor cu salarille personalului (cf. Legii nr. 227/2015), cu suma de 2.112.087.

Pentru anul 2015, nivelul cheltuielilor sociale a fost deterea unei cote de 2% asupra valorii cheltuielibr cu salarile. Potrivit prevederilor Legii nr. 227/2015 privind Codul 2016, deductibilitatea cheltuielilor sociale este stabilita in limita unei cote de pana la 5% aplicata asupra valorii cheltuielilor cu salariile personalului;

cresterea cheltuielilor cu tichetele salariatilor datorita distribuirii in anul 2016 de tichete de vacanta pentru salariati Companiei, in suma de 4.931,214;
cresterea cheltuielilor aferente contractelor de mandat (componenta fixa cu suma de 26.989 si componenta variabila ex suma de 1.962.272), inclusiv contributiile datorate de angajator aferente;

• inregistrarea cheltuielilor privind contributia unitatii la schemele (pilonul III) pentru salariatii Companiei care au aderat individual la un fond de pensii facultative, in suma de 3.427.790 (în anul 2015, chelhuielile privind contributia unitatii la schemele de pensij-faqultative s-a efectuat incepand cu luna decembrie);

cresterea cheltuielilor privizioanelor aferente contracter de mandat si a provizioanelor pentru alte cheltuieli salariale si asimilate.

22. CHELTUIELI CU PERSONALUL (continuare)

ii) Numarul mediu de salariati

. La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 numărul mediu al angajaţilor cu contract individual de muncă pe durată nedeterminată se prezinta astfel:

	2016	2015
Număr mediu salariati	2.180	2.180

iii) Structura personalului angajat

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 structura personalului angajat pe categorii se prezinta dupa cum urmeaza:

Categorii de personal	Număr salariați
	2016	2015
Personal operațional (normațional (normat), din care:	1.747	1.739
DEN	186	184
Personal exploatare din stații de transformare, centre de teleconducere și centre de exploatare	990	982
Personal admitere-receptie	114	117
Personal OMEPA direct implicat în activități producțive - centre de exploatare, soluționare neconformități, sisteme telecontorizare, relații participanți piață	40	38
Personal direct implicat în organizarea și monitorizarea activităților de exploatare stații	417	418
Personal activități suport și management executiv	433	441
TOTAL	2.180	2.180

23. ALTE CHELTUIELI DIN EXPLOATARE

	2016	2015

Alte cheltuieli cu serviciile executate de terti	50.087.334	50.144.940
Cheltuieli postale si taxe de telecomunicatii	1.295.971	1.902.323
Cheltuieli cu chiriile	7.846.021	8.168.817
Cheltuieli de exploatare privind ajustarile pentru deprecierea activelor circulante	21.323.130	4.870.837
Alte cheltuieli, din care:	53.167.911	76.537.537
- cheltuieli privind impozitele si taxele (impozit pe constructii speciale,	21.616.404	26.123.190
impozit pe monopol natural, alte impozite si taxe locale)
- cheltuieli din reevaluarea imobilizarilor corporale si necorporale	0	14.294.633
- cheltuieli privind provizioanele pentru alte cheltuieli de exploatare	3.929.041	8.793.993
- cheltuieli cu deplasarile	6.369.871	6.867.209
- cheltuieli privind cotizatiile internationale	3.012.478	3.037.274
- cheltuieli privind calamitatile si alte evenimente ulterioare	140.723	2.382.465
(înregistrate la ST Cluj, ST Constanta, ST Sibiu si ST Timisoara)
- cheltuieli privind energia achizionata pentru consum administrativ	2.333.148	2.350.976
- cheltuieli cu majorari de intarziere	2.270.654	જિલ્
- cheltuieli privind marfurile	2.070.747	333.621
- cheltuieli cu studii si cercetari	1.210.352	2.237.693
- cheltuieli cu servicii bancare si asimilate	1.355.695	1.626.116
- cheltuieli cu transportul de personal	1.137.217	1.176.522
- cheltuieli privind imobilizarile necorporale si corporale cedate si alte	272.673	1.118.919
operatiuni de capital
- cheltuieli privind gazele naturale achizitionate	984.042	1.020.323
- alte cheltuieli de exploatare	6.464.866	5.174.517

Total	133.720.367	141.624.454

23. ALTE CHELTUIELI DIN EXPLOATARE (continuare)

In anul 2016 alte cheltuieli din exploatate au inregistrat o diminuare in suma de 7.904.087 comparativ cu anul 2015 determinata in principal, de:

diminuari la anumite categorii de cheltuieli, din care:
cheltuieli privind impozitul pe constructii speciale cu suma de diminuarea valorii constructiilor urmare reevaluarii acestora la 31 decembrie 2015:
cheltuieli din reevaluarea imobilizarilor corporale cu suma de 14.294.633 - in anul 2015 a fost efectuata reevaluarea imobilizarilor corporale si necorporale;
chetuieli privind provizioanele pentru alte cheltuieli de exploatare cu suma de 4.864.952, determinata de constituirea, in anul 2015, de provizioane pentru intreaga valoare a anumitor imobilizari corporale (actiunile detinute la filiala ICEMERG SA Bucuresti care a fost radiata, materiale recuperate din cladirea Milenium propuse spre casare, proiectul cablu submarin).
cresteri la anumite categorii de cheltuieli, din care:
cheltuieli cu majorari de întarziere cu suma de 2.270.568, determinata de inregistrarea de penalitati pentru cogenera de inalta eficienta (RAAN cu suma de 1.090.832 si Electrocentrale Bucuresti cu suma de 1.171.179);
cheltuieli privind marfurile cu suma de 1.737.126, determinata de incheier la nivelul sucursalelor privind valorificarea deseurilor rezultate din dezmembrari/retehnologizari statii;
cheltuieli de exploatare privind ajustarile pentru deprecierea activelor circulante cu suma de 16.452.293, determinata de inregistrarea provizioanelor pentru clienti in insolventa in anul 2016 (CE Hunedoara, CET Govora, Romenergy Industry, UGM Energy, etc.).

24. REZULTAT FINANCIAR NET

	2016	2015
Venituri din dobanzi	5.666.055	10.015.772
Venituri din diferente de curs valutar	21.157.006	30.276.471
Alte venituri financiare	3.136.969	7.801.306
Total venituri financiare	29.960.030	48.093.549
Cheltuieli privind dobanzile	(23.995.214)	(28.483.676)
Cheltuieli din diferente de curs valutar	(22.407.867)	(38.442.206)
Alte cheltuieli financiare	(585.227)
Total cheltuieli financiare	(46.988.308)	(66.925.882)
Rezultatul financiar net	(17.028.278)	(18.832.333)

Cresterea rezultatului net privind diferentele de curs valutar in anul 2015 cu suma de 6.914.874, a fost influentata de evolutia cursului de schimb valutar al monedele straine in raport cu monedele straine in care Compania are contractate imprumuturi bancare pentru finantarea programelor de investitii (euro, dolar, yeni japonezi).

Cursul de schimb al monedei nationale inregistrat la 31 decembrie 2016 comparativ cu cel inregistrat la 31 decembrie 2015, se prezinta astfel:

Moneda	31.12.2016	31.12.2015
Lei / Euro	4.5411	4.5245
Lei / Dolar SUA	4,3033	4.1477
Lei / 100 Yeni japonezi	3,6834	3,4453

Rezultatul financiar net (pierdere) inregistrat de Companie data de 31 decembrie 2016, a fost mai mare cu suma de 14804.055 fata de anul 2015, fiind influentat de scaderea cheftuieilor financiare, pe fondul scaderii veniturilor financiare pro diminuarii dividendelor primite de la filialele OPCOM si TELETRANS.

25. CADRUL LEGISLATIV FISCAL

Cadrul legislativ-fiscal din Romaniarea sa in practica se modifica frecvent si face subiectul unor interpretari diferite directe diverselor organe de control. Declaratiile de impozit pe profit fac subjectul tince pictief is crectiilor autoritatilor fiscale, in general pe operioada de cinci ani dupa data completarii lor. Conducerea considera ca a inegistraliz mod adecvat obligatiile financiare; totusi, persista riscul ca autoritatile fiscale sonsicore pozitii diferia in legatura cu interpretarea acestor aspecte. Impactul acestora nu a putut fi determinat la aceasta data.

26. ANGAJAMENTE SI CONTINGENTE

i) Angajamente

La 31 decembrie 2016 si la 31 decembrie 2015, Compania avea angajamente in valoare de 1.036.117.363 si respectiv 563.086.673 reprezentand in principal contracte in derulare de investitii referitore la modernizare la modernizare si reteinologizarea refei de transport. In suma de 1.036.117.363 este inclusares contractului C57/2012 incheialea su Filiala SC SMART SA pentru care nu se pot delimita lucrarile de investitii de lucrarile de mentenanta.

Terenuri utilizate de Companie ii)

Conform politicii Companiei situatiile financiare includ doar valoarea terenurilor pentru care s-au obtinut certificate de atestare a dreptului de proprietate la data situatiilor financiare.

Potrivit Legii nr. 99/1999, in care Compania obtine certificatul de atestare a dreptului de proprietate pentru un teren dupa momentul privatizatii, terenul va fi considerat aport in natura al Statului roman. Aceste terrenuri sunt integistate initial in alte rezerve. In acest sens, Compania va valoarea terencilor, iar beneficir al aceste majori va fi Statul roman. In conformitate cu prevederile art.130 din Legea nr. 297/2004 privind piata în lui vi social al unei societati ale carei actioni sunt admise la transa partar partalizato se va realiza cu acorizea posibilitatilor pastrarii ponderii detinute de fiecare actionar in capitalul social al acesteia".

La acest moment, opinia juridia externă primită de către Companie ca urmare a achiziționării serviciilor juridice de consultanță, de asistenta siste necessare pentru majorarea capitalului social al Companiei susține câ, în 110ce u unor modificari ale cadrului legislativ, dispozitiile legislatiei general aplicabile societatilor sumt contradictorii cu dispozitiile privince la societatile reglemente de legislatia privatizarii. Prin raportare la demersunie având ca obiectiv majorarea capitalului social cu valoarea princezanti rimania de atestare a de state a de evalului de proprietate, O.P.S.P.I. a comunicat că, în opinia acestei instituţii, este necesar ca majorarea capitalului se se realizeze după modificarea cadrului legal.

iii) Litigii in curs

Conducerea analizeaza periodio in curs, iar in urma consultarii cu reprezentantii sai legali decide necesitatea crearii unor provizioane pentru sumele implicate sau a prezentarii europiscimentile financiare.

Avand in vedere informatile existente, conducerea Companiei considera ca nu exista litigii in care Compania sa aiba calitatea de parat, cu exceptia urmatoarelor litigii:

• Pe rolul Tribunalul Mehedinii – Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal a fost inregistrat dosarul ar. 3616/10/2014, avand ca obiect "pretentii in suma de 1.090.31,70", dosar in care Compania are calitatea de paraa, reclamanta fiind Regia Autonoma pentru Activitati Nucleare - RAAN.

Suma solicitata la plata reprezinta penalitati calculate de RAAN pentru bonusul cuvenit pe schema de sprijin si retinut de la plata de cate: Companie, in calitatea sa de Administrator al schemic pe solicit prevederile art. 17 alin. 5 fin Ordinu! presedintelui ANRE nr.116/2013 (vezi Nota 9).

Împortiva deciziei nr.843/05.11.2015 pronuntată de Curtea de Apel Craiova – Sectia a II-a Civila in sedinta publica din data de 05.11.2015, în dosarii: nr. 3616/101/2014, impotriva sentintei nr.127/2014, pronuntată de Tribunalul Mehedinte - Sectia a Il-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal, in sedinta publica din data de 10.2014, în dosani nr. 36/101/2014, prevum si imporiva sentinței nr.1/2015, pronuntată de Tribunalul Mehedinți - Sectia a II-a Civila, de Civila, de Civila, de Civila, de Civila, de Civila, de Civila, de Civila Administrativ si Fiscal, in sedinta publica din data de 09.01.2015, în dosarul nr. 3616/101/2014, CNTEE Transelectria Sca formulat recurs prin care a solicitat Instantei ca, prin hotaracea e o va pronunta, sa dispuna administrea recursului asa cursului asa cursului asa cursului asa cursului asa fost formulat, casarea deciziei si sentintelor atacate si trimiterea cauzei instantei competente territorial in vederea judecarii ei, constates intrunitii cerintelor art. 1616-1617 Cod Civil, motiv care se solicita sa se constale intervenirea connemsatiei de drept a datorillor reciproce, si stingerea acestora pana la concurente sumei celei mai mici dintre ele, in spen fama total solicitata de reclamanta prin cererea de chigarea intinatei - reclamate la plata chelului (inglacuta cu acest recurs.

Recursul a fost inregistrat pe rolul Inaltei Curti de Casatie si Justitie care a decis in procedura de filtrare a recursului urmatoarele: admite în principiu recurenta-pârâă CNTEE Transelectrica SA împotriva deciziei nr. 843/2015 din 5 noiembrie 2015 pronunţată de Curtea de Apel Craiova – Secţia a II-a Civilă. Stabileşte termen în vederea soluționării recursului la data de 21 martie 2017.

ln perioada 2014-2015, Compania a retinut la plata bonusul cuvenit RAAN pe schema de sprijin, in baza prevederilor din reglementarile ANRE, respectiv art.17 alin.5 din Ordinul presedintelui ANRE nr.116/2013.

In aceste conditii, RAAN a calculat pentru neincasarea la termen a bonusului de cogenerare cuvenit, in suma de 3.496.914, retinut de la plata de catre Companie in contul creantelor neincasate. Suma de 3.496.914 a fost refuzata la plata de Companie si nu a fost inregistrata ca datorie in cadrul schemei de sprijin.

• Pe rolul Tribunalului Mehedinti – Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal a fost inregistrat dosarul nr. 9089/101/2013/a138, avand ca obiect "ordonanta presedintiala", dosar in care Compania are calitatea de parata, reclamanta fiind Regia Autonoma pentru Activitati Nucleare - RAAN - debitoare in insolventa.

Prin sentinta nr. 63/2016, instanta a dispus obligarea paratei de a continua prestarea serviciului de transport al energiei electrice si a serviciului de sistem necesare continuarii activitatii pe toata perioada reorganizarii judiciare a RAAN.

Impotriva acestei sentinte, Transelectrica a formulat apel.

La data de 10.05.2016, Curtea de Apel Craiova a pronuntat Decizia nr. 457/10.05.2016, prin care a dispus urmatoarele: "Respinge exceptia tardivitatii apelului. Respinge apelul ca nefondat. Definitiva.

Totodata, judecarea apelului declarat de RAAN impotriva sentintei de deschidere a procedurii falimentului, care face obiectul dosarului nr. 9089/101/2013/a137, aflat pe rolul Curtii de Apel Craiova a fost amanata pentru data de 31.05.2016, cand a luat cauza in promuntare.

Prin Decizia nr. 563/14.06.2016, Curtea de Apel Craiova - Sectia a II-a Civila a respins apelurile formulate importiva hotararii intermediare nr. 10/28.01.2016, pronunţată de Tribunalul Mehedinti - Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal.

• Pe rolul Tribunalul Mehedinti – Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal a fost inregistrat dosarul nr. 1284/101/2015, avand ca obiect "pretentii suma de 11.637.439,661", dosar in care Compania are calitatea de parata, reclamanta fiind Regia Autonoma pentru Activitati Nucleare - RAAN.

Prin cererea de chemare în judecată formulată de reclamanta, aceasta a solicitat obligarea Transelectrica SA la plata sumei de 11.637.439,66 lei.

La data de 22.05.2015, Tribunalul Mehedinti – Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal a pronuntat sentinte nr. 41/2015, prin care a dispus urmatoarele: "Admite execeptia necompetentei teritoriale. Declină competenta de solutionare în favoarea Tribunalului Bucureşti, Sectia a VI-a Civilă. Fără cale de atac". Dosarul a fost inregistrat la Tribunalul Bucuresti – Sectia a VI - a Civila sub numarul 24206/3/2015.

Reclamanta RAAN a formulat cerere de modificare a catimii dreptului pretins, solicitand obligarea Transelectrica SA la plata sumei majorate de 17.805.680,17.

Tribunalul Bucuresti a ramas in pronuntare la data de 16.10.2015, amanand pronuntarea la data de 30.10.2015, apoi la data de 02.11.2015, apoi la data de 03.11.2015.

La data de 03.11.2015, Tribunalului Bucureşti, Sectia a VI-a Civilă a pronuntat sentința nr. 6075/2015, prin care a dispus urmatoarele: "Admite cererea, astfel cum a fost completată. Obligă pârâta la plata către reclamanță a sumei de 17.005.680,17, reprezentând contravaloare bonus și penalități. Respinge cererea de acordare a cheltuieilor de judecată formulată de reclamantă ca neîntemeiată. Cu apel în 30 zile de la comunicare. Apelul se depune la Triburalul București - Secție a VI-a Civila "

Sentinta a fost comunicata la data de 04.07.2016, conform stampilei de întrarii corespondentei in Transelectica SA.

Impotriva sentintei s-a formulat apel. Prin Incheierea de 12.01.2017 pronuntata în dosarul nr. 24206/3/2015, Curtea de Apel Bucuresti a dispus suspendarea judecării apelului până la soluționarea definițivă a dosarului nr. 9089/101/2013/a152 aflat pe rolul Tribunalului Mehedinţi, în temeiul art. 413 al.1 pct.1 NCPC . Cu recurs pe toată durata suspendării.

Curtea de Apel Bucuresti a decis suspendarea judecarii cauzei, considerand ca solutionarea acesteia depinde de notararea care va fi pronuntata in dosarul nr. 9089/101/2013/a 152 aflat pe roul Inaltei Curti de Casatie si Justitie, avand ca dopect contestatie la tabelui suplimentar de creante al Regiei Autonome pentru Activitati Nucleare SA.

· Pe rolul Tribunalul Bucuresti - Sectia a VI-a Civila a fost inregistrat dosarul nr. 260243/2015, avand ca obiect "pretentii", dosar in care Compania are calitatea de parata, reclamanta fiind Regia Autonoma pentru Activitati Nucleare - RAAN.

Prin cererea de chemare în judecată formulată de reclamanta, aceasta a solicitat obligarea Transelectrica SA la plata sumei de 10.274.679,11.

Instanta de judecata a ramas in pronuntare la data de 13.06.2016, amanand pronuntarea la data de 27.06.2016, cand, prin incheiere de sedinta, a dispus repunerea cauzei pe rol în vederea discutării de probatorii suplimentare pentru stabilirea debitelor reciproce și a compensării invocată de pârâtă, la zi, fixand urmatorul termen de judecata la 28.11.2016.

Prin Incheierea de sedinta din data de 28.11.2016, Tribunalul Bucuresti a suspendat cauza conf. art. 413 (1) NCPC rap. Ia art. 411 (1) NCPC. Cu recurs pe toata durata suspendarii.

Tribunalul Bucuresti a decis suspendarea judecarii cauzei, considerand ca solutionarea acesteia depinde de hotararea care va fi pronuntata in dosarul nr. 3014/2/2014 aflat pe rolul Inaltei Curti de Casatie si Justitie, avand ca obiect recurs -anulare Decizie Presedinte ANRE nr. 743/2014.

• Pe rolul Tribunalul Bucuresti – Sectia a VI-a Civila a fost inregistrat dosarul nr. 3694/3/2016, avand ca obiect "pretenti", dosar in care Compania are calitatea de parata, reclamanta fiind Regia Autonoma pentru Activitati Nucleare – RAAN. Prin cererea de chemare în judecată formulată de reclamanta, aceasta a solicitat obligarea Transelectrica SA la plata sumei de

15.698.721,80.

Instanta de judecata a ramas in pronuntare la data de 09.06.2016, amanand pronuntarea la data de 23.06.2016 si apoi la 30.06.2016, cand, prin incheiere de sedinta, a dispus repunerea cauzei pe rol, considerând necesare lămuriri noi ale părților, fixand urmatorul termen de judecata la 17.08.2016, respectiv la data de 13.10.2016.

In baza art.413 alin.1 pct.1 Cod procedură civilă, Tribunalui Bucuresti a dispus la data de 20.10.2016 suspendarea judecăţii cauzei până la soluţionarea definitivă a dosarului nr. 3014/2/2014. Cu recurs pe toată durata suspendării,

• Pe rolul Tribunalul Mehedinti – Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal a fost inregistrat dosarul nr. 9089/101/2013/a140, avand ca obiect "pretentii suma de 86.513.430,67", dosar in care Compania are calitatea de reclamanta, parata fiind Regia Autonoma pentru Activitati Nucleare - RAAN.

Prin cererea de chemare în judecată formulată de Transelectrica SA, aceasta a solicitat obligarea paratei RAAN la plata sumei de 86.513.430,67.

La data de 19.05.2016, Tribunalul Mehedinti - Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal a pronuntat o incheiere de sedinta, prin care a dispus urmatoarele: "în baza art. 413 pct. 1 C. pr. civ. Dispune suspendarea cauzei până la soluţionarea dosarului nr. 3014/2/2014 aflat pe rolul Înaltei Curţi de Casaţie şi Justiţie. Cu recurs pe toată durata suspendării. Pronunţată azi 19 mai 2016 în şedinţă publică."

• Precizam si faptul ca, prin Incheierea din data de 18.09.2013, pronuntata de Tribunalul Mehedinti, in dosarul nr. 9089/101/2013, s-a dispus deschiderea procedurii generale de insolvență împotriva debitoarei Regia Autonoma Pentru Activitati Nucleare R.A. (R.A.A.N.)

Prin sentinta nr. 38720.03.2014, Tribunalul Mehedinti a confirmat planul de reorganizare al debitoarei Regia Autonomă Pentru Activități Nucleare, propus de administratorul judiciar Tudor&Asociatii SPRL și votat de Adunarea Generală a Creditorilor conform procesului verbal din 28.02.2014.

Prin hotararea intermediara nr. 10/28.01.2016, pronunțată de Tribunalul Mehedinți - Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal, judecatorul sindic a dispus începerea procedurit falimentului debitoarei, in temeiul art. 107 alin. I lit. C din Lg. 85/2006, precum si dizolvarea debitoarei şi ridicarea dreptului de administrare al debitoarei.

Prin Decizia nr. 563/14.06.2016, Curtea de Apel Craiova - Sectia a II-a Civila a respins apelurile formulate impotriva hotararii intermediare n. 10/28.01.2016, pronunțată de Tribunalul Mehedinți - Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal,

Prin Încheierea de şedinţă din 30.06.2016, Tribunalul Mehedinți – Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal a stabilit noile termene procedurale astfel: "Fixează termenul limită pentru de creanță născute în cursul procedurii la 13.08.2016. Fixează termenul limită pentru verificarea creanţelor născute în cursul procedurii, întocnirea, afişarea şi comunicarea tabelului suplimentar al creanţelor la 29.09.2016. Fixează termenul limită pentru depunerea contestaţiilor la creanţele născute în cursul procedurii la 9 octombrie 2016 şi pentru soluţionarea contestaţiilor la creanţele născute în cursul procedurii la 20 octombrie 2016. Fixează termenul limită pentru întocmirea şi afișarea tabelului definitiv consolidat la 10.11.2016."

Odata cu depunerea declaratiei de creanta, în procedura falimentului RAAN, Transelectrica SA poate invoca prevederile art. 52 din Legea nr. 85/2006, aplicabila procedurii falimentului RAAN, prevederi preluate de art. 90 din Legea nr. 85/2014, privind dreptul creditorului de a invoca compensarea creantei sale cu cea a debitorului asupra sa, atunci cand conditiile prevazute de lege in materie de compensare legala sunt indeplinite la data deschiderii procedurii.

Transelectrica SA a fost inscrisa in tabelul debitoarei RAAN cu suma de 11.264.777,30 lei, in categoria creantelor ce au rezultat din continuarea activitatii debitorului, suma solicitata de societatea noastra fiind de 89.360.986,06 lei, nefiindu-ne inscrisa in tabelul preliminar de 78.096.208,76 lei, pe motiv ca "aceasta nu figureaza ca fiind datorata in evidentele contabile ale RAAN." Mai mult decat atat, lichidatorul judiciar a considerat ca solicitarea inscriecii in tabel a sumei de 78.096.208,76 lei este tardiv formulata, fiind aferenta perioadei 2011 - 2013, motiv pentru care declarațiă de creanta trebuia sa fie formulate la momentul deschiderii procedurii insolventei, respectiv in data de 18.09.2013. Am depus contestatie la Tabel. Tribunalul Mehedinți a încuviințat proba cu expertiza contabila. Temen de judecate 30.3.2017. A

• Urnare a unui control desfășurat în anul 2013, Curtea de Conturi a dispus anumite măsuri de către Companie ca rezultat al unor deficiențe cu ocazia acestui control. Decizia și încheierea emise de către Curtea de Conturi au fost atacate la Curtea de Apel Bucureşti, fiind format dosarul nr. 1658/2/2014.

În şedința din data de 20.01.2016, înstanța de judecată a amânat cauza pentru ca expertul contabil desemnat să-şi exprime punctul de vedere cu privire la obiecțiuniie pârâtei la raportul de expertiză efectuat în cauză și pentru ca expertul tehnic să efectueze lucrarea de expertiză. În data de 29.06.2016 instanța de judecată a amânat cauza pentru a se finaliza raportul de expertiza tehnică. Următorul termen stabilit a fost 26.10.2016, iar până la data întocnirii prezentului raport, nu mai sunt alte modificări.

La termenul din 08.02.2017 s-au conunicat obiectiunile la raportului. Termen de judecata: 22.03.2017.

• CNTEE Transelectrica SA a formulat o plângere împotriva Ordinului 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 modificat, fie emiterea unui nou ordin, în care să se efectueze recalcularea valorii RRR la nivelul de 9,87% (recalculat cu un coeficient (ß) de 1,0359, conform analizelor interne Transelectrica) sau, în măsura în care va fi reșpinsă aceași procent de 8,52% stabilit de ANRE pentru anul 2013 și semestrul [ 2014.

In data de 26.06.2014, a fost emis Ordinat în Monitorul Oficial nr. 474/27.06.2014, privind aprobarea tarifului mediu pentru serviciul de transport, a tarifelor de sistem şi a tarifelor zonale aferente serviciului de transport, practicate de Compania Națională de Transelectrica" - SA și de abrogare a anexei nr. 1 la Ordinul presedintelui ANRE nr. 96/2013 privind aprobarea tarifului mediu pentru serviciul de transport, a tarifalui pentru serviciul de sistem, a tarifelor zonale aferente serviciului de transport şi a tarifelor pentru energia electiva, practicate de operatorii economici din cadrul sectorului energiei electrice.

Valorile luate în calculul ratei reglementate a rentabilității (RRP) de către ANRE conform Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice aprobată prin Ordinul ANRE nr. 53/ 2013 ("Metodologie"), au determinat o valoare a RRR de 7,7%.

CNTEE Transelectica SA considerilor at. 51 din Metodologie prin stabilirea parametrului Beta (ß) la valoarea de 0,432 va determina prejudicierea financiară a societăţii prin scăderea rentabilităţii cu o valoare estimată de 138,4 mil. Iei2, având un impact semnificativ asupra intereselor financiare ale societăţii.

La termenul din 09.02.2016, instanta de judecata a admis proba cu expecialitatea investiţii financiare şi alte entități de valori mobiliarea probei cu expertiza tehnica – specialitatea electro-energetica, dupa administrarea probei cu expertiza contabila - specialitatea învestiţii financiare şi alte entităţi de valori mobiliare.

La termenele din datele de 25.03.2016, 10.06.2016 și 03.03.2017 înstanța a amânat judecarea cauzei în lipsa raportului de expertiză tehnică. Următorul termen a fost fixat pentru data de 21.04.2017.

• In data de 4 martie 2014, Comisia Europeana a emis o comunicare in care se preciza ca a aplicat o amenda in valoare de 1.031.000 EUR Filfalei SC OPCOM S.A. pentru abuzul de pozitie dominanta pe piata romaneasca cu privire la facilitarea tranzactionarii energiei electrice pe piata spot, cu incalearea normelor antitrust ale UE. Compania a fost inclusa in proces ca si societate mama a Filialei SC OPCOM S.A., fiind raspunzatoare in mod solidar la plata amenzii.

Adunarea Generala a Actionarilor a Filialei SC OPCOM SA a hotarat, in sedinta din data 10.06.2014, plata integrala a amenzii in suma de 1.031.000 euro aplicata de catre Directia Generala - Comisia Europena pentru incalcarea art.102 din Tratatul privind functionarea Uniunii Europene, conform Deciziei in cazul antitrust AT 39984. Filiala SC OPCOM SA a efectuat plata integrala a amenzii stabilita de Comisia Europeana.

La data de 24.11.2014, Filiala SC OPCOM SA, a chemat în judecata CNTEE Transelectrica SA, in vederea obligarii acesteiz la plata sumei de 582.086,31 euro (2.585.161,72 lei la cursul BNR din data de 24.11.2014), reprezentand suma achitata de aceasta cu titlu de amenda, din totalul amenzii de 1.031.000 euro.

De asemenea, Filiala SC OPCOM SA a mai solicitat instantei de judecata obligarea Companiei la plata sumei de 84.867.67 lei cu titlu de dobanda legala aferenta perioadei 11.06.2014 - 24.11.2014, la care se adauga cheltuieli de judecata in suma de 37.828,08.

Actiunea depusa de Filiala SC OPCOM SA, face obiectul dosarului nr. 40814/3/2014, aflat pe rolul Tribunalului Bucuresti, Sectia a VI -a Civila, avand ca obiect pretentii, materia litigiu cu profesionistii. CNTEE Transelectrica SA a depus intampinare la cererea de chemare in judecata in aceasta cauza, invocand exceptii si aparari de fond cu privire la netemeinica si nelegalitatea actiunii.

i RRR- Rata Reglementată de Rentalită în illeratura de specialitate sub denumirea prescurială-de WacC – Weighted Average Cost of Capital - în fraducere Costul Mediu Ponderat al Capitalului, formula celor doi îndicatori fiind assimanatoare: RRR = WACC = CCP + Kpl(1 – T) + CCl x Ki
2 Valoare ce a determinat scăderea RRR la 7,7 %

³ Valoare calculată comparativ cu o RRR de 8,52%

La data de 24.07.2015, Tribunalul Bucuresti a pronuntat sentinta nr. 4275/2015, prin care a dispus urmatoarele: "Admite cererea de chemare în judecată formulată de reclamania Operatorul Pieței de Energie Electrică și Gaze Naturale – OPCOM S.A. în contradictoriu cu pârâta Compania de Transport al Energiei Electrice Transelectrica S.A. Obligă 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, și a dobânzii legale, aferente sumei de 582.086,31 de euro, calculată de 11.06.2014 și până la data plății efective. Obiigă pârâta la plata către reclamantă a sumei de 37.828,08 lei, cu titiu de cheltuieli de judecată. Cu drept de apel în termen de 30 zile de la comunicare, Cererea de apel se depune la Tribunalul Bucureşti - Secţia a VI-a Civilă."

Impotriva sentinta sentintei nr. 4275/2015, pronuntata in dosarul sus-mentionat, Transelectrica SA a formulat apel, care a fost inregistrat pe rolul Curtii de Apel Bucurii de Apel este urmatoarea: Admite apelul. Schimbă în tot sentinta civilă apelată in sensul că respinge ca neintemeiată cererea de chemare in judecată. Obligă intimata-reclamantă la plata cheltuieiilor de judecată către apelată în suma de 16.129, reprezentand taxa judiciara de timbru. Cu recurs in 30 de zile de la comunicare. Pronuntata in sedinta publica azi, 10.10.2016. Document: Hotarâre 1517/2016 10.10.2016.

OPCOM S.A. a declarat recurs. Cauza se afla in procedura de judecata urmeaza sa fie alocat.

Compania a inregistrat in anul 2014 un provizion in suma de 2.670.029 lei pentru litigiul cu Filiala SC OPCOM SA.

• In anul 2013, Conaid Company SRL a dat in judecata CNTEE Transelectrica pentru refuzul nejustificat al acesteia de a semna un act aditional la contractul de racordare sau un nou contract de racordare si a solicitat despagubiri pentru cheltuiel ile suportate pana la acel moment in suma de 17.419.508 lei si profiturile nerealizate pe perioada 2013-2033 in suma de 722.756.000 EUR. Pana in acest moment, Compania nu a incheiat un act aditional la contractul de racordare intrucat conditiile suspensive incluse in contract nu au fost indeplinite de catre Conaid Company SRL. Un contract nou de racordare ar fi trebuit incheiat para la data de 11 martie 2014, cata la care avizul tehnic de racordare a expirat. La data acestor situatii financiare sumele pretinse de Conaid Company SRL au fost contingente intrucat este intrucat este improbabil ca pentru decontarea acestei obligatii vor fi necesare incorporand beneficii economice, iar valoarea obligatiei nu poate fi evaluata suficient de credibil. Dosarul nr. 5302/2013 se afla pe rolul Inaltei Curtii de Casatie si Justitie, Sectia Contencios Administrativ si Fiscal, avand ca obiect obligare emitere act administrativ, stadiul procesual - recurs, termenul de judecata fiind 09.12.2015. La acest termen, Inalta Curte de Casatie si Justitie a admis, în principiu, recursurile si a fixat termen de judecată, pe fond, a recursurilor la data de 08 aprilie 2016, Complet 4, cu citarea cauzei a fost amanata pentru data de 17.06.2016, cand instanta a ramas in pronuntarea la data de 29.06.2016, cand a pronuntat Decizia nr. 2148/2016, prin care a dispus urmatoarele: "Respinge excepțiile invocate de recurenta-reclamantă S.C. Conaid Company S.R.L., prin administrator judicia RVA Insolvency Specialists SPRL și de recurenta-pârâtă Compania de Transport a Energiei Electrica S.A. Admite recursul declarat de pârâta Compania Națională de Transport a Energiei Electrice Transelectica 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 și sentința în parte și tribunalul București – Secția a VI-a civilă spre soluționare a acțiunii reclamantei în contradictoriu cu Compania de Transport a Energiei Electrice Transelectrica S.A. Mentine celelalte dispoziții ale seniinței în ceea ce privește acțiunanții împotriva Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei. Respinge recursurile declarate de reclamanta S.C. Conald Company S.R.L., prin administrator judiciar RVA Insolvency Specialists SPRL și de intervenienta S.A. împoriva sentinței civile nr. 1866 din 11 iunie 2014, pronunțată de Curtea de Apel Bucureşti - Secţia a VII-a contencios administrativ şi fiscal. Respinge recursul declarat de pârâta Compania Națională de Transport a Electrica Transelectrica S.A. împotriva încheierii de sedință din 25 martie 2014, pronunţate de Curtea de Apel București - Secția a VII-a contencios administrativ şi fiscal. Definitivă. Pronunțată, în ședință publică, astăzi 29 iunie 2016". Pana la data prezentei, Inalta Curte de Casatie si Justitie nu a redactat decizia civila pronuntata la data de 29.06.2016, motiv pentru care dosarul nr. 5302/2013 nu a fost inaintat spre judecare la Tribunalul Bucuresti -Sectia a VI-a Civila.

• Compania este implicata în litigii semnificative in care are calitatea de reclamant, in special pentru recuperarea creantelor (de ex. Eco Energy SRL, Petprod SRL, Total Electric Oltenia SA , Arcelormittal Galati SA, Regia Autonoma de Activitati Nucleare, Romenergy Industry SRL, Energy Holding SRL, UGM Energy Trading SRL). Compania a inregistrat ajustari pentru pierderi de valoare pentru cligiu si pentru clientii in faliment. De asemenea, Compania a avut calitate de reclamant in cadrul unui litigiu cu ANAF dupa cum este prezentat in Nota 9.

Conducerea Companiei considera ca este probabil ca nu vor exista cazuri in care o iesire de resurse va fi necesara pentru decontarea litigiilor in curs. In plus, nu sunt alte litigii in curs care, fie prin valoarea lor, sa fa prezentarea unor active sau datorii contingente sentru activitatea Companiei.

Garantii ליון

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 garantiile se prezinta dupa cum urmeaza:

	2016	2015
Garantii acordate, din care:	461.878.512	361.177.217
- scrisori de garantie acordate - productie	36.325.204	36.145.127
- scrisori de garantie acordate - investiții	238.616.854	325.004.986
- alte garantii acordate	186.936.454	27.104
Garantii primite, din care:	502.121.541	446.215.564
- scrisori de garantie primite - productie	220.878.950	158.925.722
- scrisori de garantie primite - investitii	233.729.248	239.771.049
- alte garantii primite	47.513.343	47.518.793

Garantii acordate

Compania este obligata conform Licentei nr. 161/2000, actualizata prin Decizia ANRE nr. 802/18.05.2016, privind prestarea serviciului de transport al energiei electrice, a serviciului de sistem si administrarea pietei de echilibrare, sa constituie si sa mentina o garantie financiara de 1% din cifra de ataceri asociata activitatilor autorizate prin licenta, care sa asigure prestarea cu continuitate a activitatilor ce fac obiectul licentei, luand in considerare riscurile majore care pot afecta aceste activitati si care sa acopere eventualele daune solicitate conform prevederilor contractuale incheiate. In vederea respectarii acestei obligatii, Compania a incheiat o facilitate de emitere scrisori de garantie bancara cu BRD - Groupe Societe Generale SA, valoarea facilitatii la 31 decembrie 2016 fiind de 27.665.218.

La data de 30.12.2016 a fost incheiat un contract de credit pentru emitere scrisori de garantie bancara cu EximBank SA in suma de 29.422.392 cu valabilitate in perioada 01.01.2017-31.12.2017.

Celelalte garantii acordate sunt reprezentate in principal de scrisori de garantie bancara emise pentru contractele incheiate pe pietele centralizate administrate de OPCOM - Piata Centractelor bilaterale de energie electrica prin licitatie extinsa (PCCB-LE), Piata pentru Ziua Urmatoare (PZU) si Piata Intra-zilnica (PI), precum si angajamente/garariii acordate aferente contractelor de imprumut aflate in derulare pentru activitatea de investitii,

Alte garantii acordate reprezinta contractele cesionate pentru garantarea liniei de credit contractata pentru schema de sprijin.

Garantii primite

Garantille primite sunt reprezentate in principal de garantie bancara de buna plata aferente contractelor incheiate pe piata de energie electrica, de scrisorile de buna executie si de avans aferente contractelor de investitii si alte garantii primite in cadrul contractelor finantate din taariful de racordare.

(יר Rezerve din reevaluare la 31 decembrie 2016

La 31 decembrie 2016, rezervele din reevaluare sunt in valoare de 586.619.248 (la 31 decembrie 2015: 645.753.453).

Incepand cu data de 1 mai 2009, rezervele din reevaluarea mijloacelor fixe, inclusiv a terenurilor, efectuata de 1 ianuarie 2004, care sunt deduse la calcului impozabil prin internediul amortizarii fiscale sau al cheltuielilor privind activele cedate silsau casate, se impozitent cu deducerea amortizarii fiscale, respectiv la momentul scaderii din gestiune a acestor mijloace fixe, dupa caz.

Rezervele realizate sunt impozabile in viitor, in situatia modificarii destinatiei rezervelor sub orice forma, in cazul lichidacii, fuziunii companiei inclusiv la folosirea acesteia pentru acoperirea pierderilor contabile, cu exceptia transferului, dupa data de 1 mai 2009, a rezervelor mentionate in paragraful anterior.

vi) Tariful pentru serviciul de transport al energiei electrice si serviciul de sistem

Tariful de transport al energiei elective pe baza unei metodologii de regiementare de tip "venit plafon". Prin aceasta ANRE stabileste un venit tinta initial anual calculat prin insumarea costurilor reglementate si a rentabilitatii reglementate a activelor recunoscute. Anunite costuri cuprinse in baza de costuri reglementate se afla sub incidenta unor cerinte de eficienta ce limiteaza nivelul cheltuielilor ce poate fi recuperat prin tariful reglementat (cheluică) de operare si mentenanta controlabile, consumul propriu tehnologic). Seria de venituri tinta anuale calculate pentru o perioada de reglementare este reprofilata print-o procedura de liniarizare in scopul atenuarii unor eventuale cresteri/scaderi amble ale venitului de la un an tarifar la urmatorul. Venitul astfel reprofilat este ajustat anual cu indicele preturilor de consunt. I f Anumite schimbari ale mecanismul de tarifare pot avea un impact semnificativ asupra recuperarii amortizarij mijloacelor fixe incluse in baza activelor reglementata.

Perioada de reglementare curenta are o durata de cinci ani (01 iulie 2019), fiind compusa din cinci ani tarifari (anul tarifar incepe la 01 iulie si are o durata de 12 luni). Astfel, in anul 2016 a avut loc trecerea de la al doilea an tarifar la al treilea antarifar din cadrul perioadei de reglementare curente (la 30 iunie 2016 s-a inchis al doilea an tarifar, la 01 iulie 2016 a debutat al treilea an tarifar). Pentru serviciul de transport si pentru serviciile de sistem au fost calculate conform prevederilor Ordinelor ANRE nr. 53/2013, cu modificarile si completarile ulterioare. Pentru semestrul I 2016 tarifele pentru serviciile de sistem serviciile de sistem au fost aprobate prin Ordinele ANRE nr. 89/2015 si 93/2015 si pentru semestrul II 2016 prin Ordinul ANRE nr. 27/2016.

Conform Ordinului ANRE nr. 53/2013, cu modificarile si completarile ulterioare, pentru aprobarea Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice, pentru prima perioada tarifara competenta determina suma aferenta castigurilor de eficienta (rezultate din reducerea costurilor operationale controlabile realizate intr-o perioada tarifara) peste tintele stabilite pentru perioada de regiementare anterioara si aloca clientilor serviciului de transport 50% din surplus (mecanism de impartire a castigurilor).

Conform Ordinului ANRE nr. 87/2013, pentru aprobarea Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de sistem, autoritatea competenta determina suma aferenta castigurilor obtinute de operatorul de transport si de sistem printr-o gestionare eficienta a serviciilor tehnologice de sistem in cadrul unei perioade tarifare si aloca 80% din aceanism de impartire a castigurilor). Tarifele pentru serviciul de transport al energiei electrice si pentru serviciile de sistem sunt ajustate anual cu valoarea totala a corectiilor rezultate din corectiile perioadei tarifare anterioare (date realizate pentru 8 luni si date estimate pentru 4 luni) si corectiilor perioadei tarifâre precedente celei anterioare (date realizate).

27. PARTI AFILIATE

Filiale detimule de Companie i)

Entitatea	Tara de origine	31 decembrie 2016 % din actiuni	31 decembrie 2015 % din actiuni
SMART SA *)	Romania	70	70
TELETRANS SA	Romania	100	100
ICEMENERG SA **)	Romania
OPCOM SA	Romania	100	100
FORMENERG SA	Romania	100	100
IČEMENERG SERVICE SA	Romania	100	100

Valoarea actiunilor detinute de Companie la filialele sale este de 78.038.750 la 31 decembrie 2016 si de 55.944.450 la 31 decembrie 2015, inregistrand o crestere datorata majoracii capitalului social al SC OPCOM SA cu suma de 22.587.300 lej, prin aport in natura al actionarului CNTEE Transelectrica SA si o scadere determinata de inregistrarea unei ajustari de depreciere in suma de 493.000 pentru actiunile detinute la Filiala SC ICEMENERG SERVICE SA.

Aportul in natura este reprezentat de inobilizari necorporale, respectiv "Bursa comerciala de energie electrica OPCOM" si "Bursa regionala de energie electrica OPCOM", finantate din surse proprii ale Companiei si din fonduri ale BIRD, fiind evaluat conform Raportului de evaluare nr. 786/15.03.2016 emis de catre JPA Audit & Consultanta SRL.

Inregistrarea modificarii actului constitutiv al SC OPCOM SA, in baza Hotarii AGEA nr. 6/15.06.2016, a fost efectuata la ONRC conform Certificatului de inregistrare mentiuni din data de 11.07.2016.

Valoarea bruta a participatiilor Companiei in filialele sale se prezinta dupa cum urmeaza:

SC SMART SA

SC SMART SA cu sediul social in B-dul Magheru nr. 33 sector 1 Bucuresti si cu sediul central la punctul de lucru din Calea Floreasca nr. 246 C. Cladirea "Sky Tower", et.20, sector 1 Bucuresti, are ca obiect principal de activitate efectuarea lucrarilor de mentenanta pentru sistemul de transport-dispecer. A fost infiintata prin HG nr. 710/19.07.2001 la data de 1 noiembrie 2001. Capitalul social la 31 decembrie 2016 este de 5.036.300, din care 38.528.600 subscris si varsat integral de Companie.

Adunarea Generala Extraordinarilor SC Smart SA a aprobat cu Hotaracea nr. 14/10.12.2014 majorarea de papîţal a SC Smart SA prin aport in natura cu valoarea terenurilor pentru care s-a obtinut certificat de atestare a dreptului de popri

27. PARTI AFILIATE (continuare)

In data de 30.12.2014, Oficiul Registrului de pe langa Tribunalul Bucuresti a solutionat cererea de înregistrare a majorarii de capital social a SC Smart SA si pe cale de 31 decembrie 2015 structura actionariatului SC Smart SA este urmatoarea:

CNTEE Transelectrica SA	- numar de actiuni 3.852.860 - cota de participare la beneficii si pierderi: 70,005%
Statul roman prin Secretariatul General al Guvernului	- numar de actiuni 1.650.770 - cota de participare la beneficii si pierderi: 29,994%

Incepand cu data de 25.01.2016, a fost operata la Oficiul National al Registrului modificarea privind structura actionariatului la SC Smart SA, respectiv mentiunea referitoare la administrarea portofoliului statului, modificare impusa, potrivit art. 10 din OUG nr. 86/2014, modificata si actualizata.

*) Pe rolul instantelor de judecata a existat un litigiu - dosar nr. 32675/3/2015 - având ca obiect anularea Rezoluției Persoanei Desemnate nr. 154954/30.12.2014, pronunțată în Dosarul nr. 449314/23.2014, în temeiul căreia Oficiului Comertului de pe langa Tribunalul Bucurea capitalului social al Filialei SC Smart SA cu aport în natură și modificarea în constitutiv potrivit Deciziei nr. 12375/22.12.2014 a Președințelui Consiliului de Administraţie al filialei şi a Deciziei Consiliului de Administraţie nr. 19/22.12.2014. De asemenea, Compania a solicitat înstanței competente anularea celor două decizii mai sus precizate și suspendarea aplicării actelor a caror anulare se solicită până la soluționarea acţiunii promovate.

In dosarul nr.32675/3/2015, Tribunalul Bucuresti - Sectia a VI-a Civila a pronuntat sentinta civila nr.6468/16.11.2015, prin care a dispus urmatoarele: "Admite excepția inadnisibilității. Respinge cererea de chemare în judecată formulată de reclamanta Transelectrica în contradictoriu cu pârâții Filiala Societatea pentru servicii de mentenanță a rețelei electrice de transport SMART SA, Statul Român şi ONRC, ca înadmisibilă. Cu drept de apel în termen de 30 zile de la conunicare. Cererea de apel se depune la Tribunalul București Secția a VI-a Civilă. Pronunțată în ședință publică astăzi, 16 noiembrie 2015". CNTEE Transelectrica SA a formulat apel, care a fost inregistrat pe rolul Curtii de Apel Bucuresti, dosarul fiind solutionat la termenul de judecata din data de 23 mai 2016, termen la care Curtea de Apel Bucuresti a pronuntat decizia civila nr. 903/23.05.2016, prin care a dispus urmatoarele: "Respinge apelul ca nefondat. Admite cererea de sesizare a Curții Constituţionale. În temeiul art. 29 alin. 4 din Legea nr. 47/1992, sesizează Curtea Constituţională pentru soluţionarea excepţiei de neconstituţionalitate a dispoziţiilor art. 114 alin. 3 din Legea nr. 31/1990 raportat la dispoziţiile art. 16, art. 21 şi art. 44 din Constituţie, excepţie invocată de apelantă. Definitivă.".

SC TELETRANS SA

SC TELETRANS SA cu sediul social in B-dul Hristo-Botev nr. 16 - 18, sector 3, Bucuresti are ca obiect principal de activitate serviciile de mentenanta informatica de proces si managerial, secifice de telecomunicatii si tehnologia informatiei in RET, telefonia, transmisiunile de date si a fost infiintata prin Hotararea AGA nr. 3/2002. Capitalul social la 31 decembrie 2016 este de 6.874.430 subscris si varsat integral.

SC ICEMENERG SA

SC Filiala Institutul de Cercetari si Modernizari Energetice - ICEMENERG SA cu sediul social in B-dul Energeticienilor nr. 8, sector 3, Bucuresti are ca obiect principal de activitate cercetarea si stiinte fizice si naturale, inovare, studii, strategii de dezvoltare, activitati de proiectare, urbanism, inginerie si a fost inflintata prin HG nr. 1065/04.09.2003. Capitalul social la 31 decembrie 2016 este de 1.083.450 subscris si varsat integral.

**) In data de 07.04.2014 a fost admis de cate Oficiul National al Registrului, dosarul cu numarul de inegistrare 121452/03.04.2014 avand ca obiect radierea Filialei de Cercetari si Modernizari Energetice -ICEMERG SA Bucuresti. Prin Ordinul nr. 123/13.03.2014 (act de immariculare si autorizare a functionarii), a fost inmatriculat la Registrul Comertului National de Cercetare-Dezvoltare pentru Energie Bucuresti" (HGR nr. 925/2010). Compania a formulat plangere impotriva rezolutiei directorului ORC prin care s-a dispus inregistrarea in registral comertului a radierii Filialei ICEMENERG SA Bucuresti.

Tribunalul Bucuresti Sectia a-VI-a Civila, prin Sentinta nr. 3569/14.07.2014 pronuntata in dosarul nr. 15483/2014, in care Compania s-a aflat in contradictoriu cu pârâtii Filiala Institutul de Cercetari si Modernizari Energetice "Icemencere" S.A. Bucuresti si Institutul National de Cercetare-Dezvoltare pentru Energie-Icemenerg Bucuresti, a respins plangerea Companiei, motivata de faptul că HG nr. 925/2010 nu a fost desfiintata pana la momentul radierii la ORC. Curtea de Apel a comunicat in deta de 24.02.2015 solutia pronuntata in dosarul nr. 15483/3/2014 și anume Decizia nr. 173/2015, prin care a respins apelul CNTEE Transelectrica SA ca nefondat, decizia fiind definitiva, 1

$$\mathcal{H}_{\mathcal{K}}$$

27. PARTI AFILIATE (continuare)

Impotriva Deciziei nr. 173/2015, pronuntata de Curtea de Apel Bucuresti, Transelectrica SA a formulat contestatie in arulare, care face obiectul dosarului nr. 1088/2/2015, aflat pe rolul Curtii de Apel Bucuresti - Sectia a VI-a civila, cu termen de judecata la data de 13.05.2015. În data de 13.05.2015, prin Decizia nr. 777/2015, Curtea de Apel București a respins contestația în anulare ca nefondată, decizia fiind definitivă.

In sedintele din data de 28.03.2016, AGEA nu a aprobat reducerea capitalului social al CNTEE Transelectrica SA cu suma de 1.084.610, reprezentand capitalul social subscris si varsat al Filialei ICEMENERG SA Bucuresti, prin diminuarea participatiei Statului roman la capitalul social al CNTEE Transelectrica SA, in aplicarea prevederilor HG nr. 925/2010.

Compania a inregistrat in anul 2015 o ajustare in suma de 1.083.450 pentru actiunile detinute la Filiala Institutul de Cercetari si Modernizari Energetice - ICEMENERG SA Bucuresti care a fost radiata.

SC OPCOM SA

SC OPCOM SA cu sediul in B-dul Hristo Botev nr.16-18 sector 3 Bucuresti, cu personalitate juridica are ca obiect principal de activitate organizarea si supravegherea pietei de energie si a fost infiintata prin HG nr.627/2000. Capitalul social la 31 decembrie 2016 este de 30.687.300 subscris si varsat integral,

In cursul anului 2016, capitalul social al SC OPCOM SA a fost majorat cu suma de 22.587.300, prin aport in natura al actionarului CNTEE Transelectrica SA.

Aportul in natura este reprezentat de imobilizari necorporale, respectiv "Bursa comerciala de energie electrica OPCOM" si "Bursa regionala de energie electrica OPCOM", finantate din surse proprii ale Companiei si din fonduri ale BIRD, fiind evaluat conform Raportului de evaluare nr. 786/15.03.2016 emis de catre JPA Audit & Consultanta SRL.

Inregistrarea modificarii actului constitutiv al SC OPCOM SA, in baza Hotararii AGEA nr. 6/15,06.2016, a fost efectuata la ONRC conform Certificatului de inregistrare mentiuni din data de 11.07.2016.

SC FORMENERG SA

SC FORMENERG SA cu sediul in B-dul Gh.Sincai nr. 3, sector 4, Bucuresti, cu personalitate iuridical de activitate formarea profesionala initiala in toate comeniile de activitate a personalului energetic, precum si a altor beneficiari si a fost infintata prin Hotararea AGA nr. 33/2001. Capitalul social la 31 decembrie 2016 este de 1.948.420 subscris si varsat integral.

SC ICEMENERG SERVICE SA

SC ICEMENERG SERVICE SA cu sediul in municipiul Bucuresti, Bd. Energeticienilor m. 8, sectorul 3 are ca obiest de activitate conceperea, producerea, repararea, modernizarea si comercializarea in tara si in strainatate de aparate, echipamente, instalatii specializate. Prin HG nr. 2294/09.12.2004 s-a aprobat transferului de actiuni detinut de Societatea Comerciala Filfala "Institutul de Cercetari si Modernizari Energetice - ICEMENERG" - S.A. Bucuresti la Societatea Comerciala Filiala "ICEMERG-SERVICE" - S.A. Bucuresti catre Compania Nationala de Transport al Ezergiei Electrice "Transelectrica" - S.A. Capitalul social la 31 decembrie 2016 este de 493.000 subscris si varsat integral.

Prin Hotararea nr. 17/28.02.2017, Directoratul Companiei a mandatat reprezentantul CNTEE Transelectrica SA in AGA ICEMENERG SERVICE sa voteze la pot. 2 de pe ordinea de zi a Adunarii generale extraordinare a actionarilor ICEMENERG SERVICE pentru adoptarea urmatoarei hotarari;

"In temeiul art. 66 alin. (5) teza a doua din Legea nr. 85/2014 privind procedurile de prevenire a insolventa, cu modificarile si completarile ulterioare, Adunarea generala a actionarilor aproba aplicarea in ceea ce priveste societatea Filiala ICEMENERG SERVICE - SA".

Compania a inregistrat în anul 2016 o ajustare de depreciere in suma de 493.000 pentru activute la Filiala SC ICEMENERG SERVICE SA.

ii) Parii afiliate – principalii indicatori economico-financiari realizaţi de Fiiialele Companiei la data de 31.12. 2015 Principalii indicatori economico-financiari de filialele Companiei la data de 31 decembrie 2015 (ultimul exercifiu financiar pentru care au fost aprobate situtiile financiare) se prezintă astfel;

Nr crt	Denumire indicatori	SMART	TELETRAN ਫੋ	ОРСОМ	FORMENERG	ICEMENERG SERVICE
	Cifra de afaceri	84.844.816	40.137.103	26.828.677	3.956.720	980-381
0	Profit/(Pierdere) brut/(a)	(5.232.642)	4.643.104	2.799.845	1670.508)	(3.550.431)
	Capital social	55.036.300	6.874.430	8.100.000	1.948.420	493.000
ਚ	Rezerve	4.232.189	15.863.184	7.980.300	1.721.952	12.709
	Capitaluri progrui - total	85.789.875	38.123.888	22.574.987	14.778.776	(1.923.521)

27. PARTI AFILIATE (continuare)

iii) Parti afiliate - tranzactii cu Filiale detinute de Companie

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 soldurile cu filialele detinute de Companie sunt detaliate astfel:

	Creante comerciale		Datorii comerciale
Entitates afiliata	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
SC SMART SA	404.257	329.312	15.471.838	6.793.767
SC TELETRANS SA	267.525	375.248	6.531.203	7.426.123
SC FORMENERG SA			3.960	3 વેરવે
SC OPCOM SA	30.921.913	1.520.332	6.747.421	804 - 249
SC ICEMENERG SERVICE SA		92.231
TOTAL	31.593.695	2.317.123	28.754.422	15.028.398

Tranzactiile desfasurate in 2016 si 2015 cu filialele sale sunt detaliate dupa cum urmeaza:

Entitatea afiliata		Vanzari	Achizitii
	2016	2015	2016	2015
SC SMART SA	1.064.43 1	885.045	79.564.566	80.879.586
SC TELETRANS SA	2.879.312	6.276.522	32.619.227	33-882-627
SC FORMENERG SA			158.301	703.498
SC OPCOM SA	342.103.814	516.125.188	153.759.926	69.428.748
SC ICEMENERG SERVICE SA
TOTAL	346.047.557	523,286.755	266.102.020	184.894.459
In consideral different of the commension a consistent of the contribution of the comments of

In cursul anului 2016, Compania a incasat dividende de la urmatoarele filiale:

SC SMART SA – 0 (1.206 in anul 2015);

SC TELETRANS SA - 1.819.170 (5.167.611 in anul 2015);

SC OPCOM SA - 1.218.069 (1.902.445 in anul 2015);

iv) Parti afiliate - tranzactii cu alte companii aflate in proprietatea statului

Compania este o entitate cu capital majoritar de stat.

Transferul celor 43.020.309 actiuni, reprezentand 58,69% din actiunile Companiei, din contul Statului Roman din administrarea Secretariatului, General al Guvernului, in contul Statului Roman in administrarea Ministerului Economiei, Comerțului a fost inregistrat în Registrul actionarilor Companiei de catre Depozitarul Central în câta de 20 februarie 2015.

Valoarea tranzactiilor Companiei cu entitatile controlate de Stat sau asupra statul exercita o influenta semnificativa reprezinta o parte semnificativa a vanzarilor inregistrate in anul incheiat la 31 decembrie 2016.

Dupa cum este prezentat in Nota 1 ("Mediul legislativ") activitatile Companiei sunt reglementate de ANRE. Dupa cum este prezentat in Nota 3 (b), in conformitate cu Contractul de concesiune, Compania plateste o redeventa ca 1/1000 din veniturile din activitatea de transport.

In cursul anului 2016, Compania a incasat de la Ministerul Fondurilor Europene suma de 4.827.104 pentru "Retehnologizarea Slatiei 400/110/20 kV Tulcea Vest", sumă aferentă contractului de finantare nerambursabila incheiat cu ME, in calitate de Organism Internediar pentru Energie, in numele si pentru Autoritatea Management pentru Programul Sectorial Operational "Crestera competitivitatii economice". Conform PV de constatatea negegulilor nr.231668/11.04.2016, din suma provensionale de

28. SALARIZAREA CONDUCERII COMPANIEI

Salariile platite angajatilor incadrati cu Contract individual de munca (CIM) in functi de conducere pentru serviciile prestate sunt compuse in principal din salariul la terminarea contractului de munca si post angajare, precum si componenta fixa si componenta variabila pentru membrii Directoratului si Consiliului de Supraveghere. Acestea sunt detaliate dupa cum urmeaza:

	2016	2015
Angajati cu CIM in functii de conducere Beneficii pe termen scurt Alte beneficii pe termen lung	10.269.611 266.803	10.076.603 213.191
Membrii Directoratului si Consiliului de Supraveghere Componenta fixa Componenta variabila	1.566.138 2.013.206	1.538.390 50.934
Total	14.115.758	11-879-118

In cursul anului 2013, a fost aprobat mandatul de 4 ani al membrilor Consiliului de Supraveghere si al membrilor Directoratului. Adunarea Generala a Actionarilor din data de 6 noiembrie 2013 a aprobat contractul de mandat al membrilor Consiliului de Supraveghere precum si nivelul remuneratiei variabile a acestora incepand cu ziua lucratoare imediat urnatoare datei aprobarii Planului de administrare al CNTEE Transelectrica SA pentru perioada 2013-2017 elaborat de Consiliul de Supraveghere, respectiv din data de 01.10.2013.

Prin Hotararea AGOA nr. 1 din 23.03.2015 s-a aprobat la pot. 3.3 si 3.4 fixarea limitelor generale ale indemnizatiei fixe acordate membrilor Consiliului de Supraveghere din cadrul CNTEE "Transelectrica" – S.A. precum si a limitelor generale ale componentei variabile a remuneratiilor acestora.

La data de 31.12.2016, conform certificatelor emise de Optiuni pe Actiuni Virtuale Transelectiva (OA VT) acordate membrilor Consiliului de Supraveghere al Transelectrica este dupa cum urmeaza:

Pachet	Numar OAVT-uri	Data acordarii	Data expirarii	Pret mediu ponderat pentru luna anterioara acordarii cf. contract mandat
Pachet I
15 noiembrie 2013	644 545	15.11.2013	15.11.2016	13,1484 (lei/actiune)
Pachet 2
15 noiembrie 2014	571.561	15.11.2014	15.11.2017	26,6040 (lei/actiune)
Pachet 3
15 nojembrie 2015	355.640	15.11.2015	15.11.2018	25,9986 (lei/actiune)
Pachet 4
15 noiembrie 2016	379.767	15.11.2016	15.11.2019	29,0861 (lei/actiune)

La data de 31.12.2016, conform certificatelor emise numărul de OAVT-uri acordate membrilor Directoratului Transelectrica este:

Pachet	Numar OAVT-uri	Data acordarii	Data expirarii	Pret medin ponderat pentru Iuna anterioara acordarii cf. contract mandat
Pachet I
15 mai 2014	567.978	15.05.2014	15.11.2016	13,1484 lei/actiune
Pachet 2
15 nojembrie 2014	657.973	15.11.2014	15.11.2017	26,6040 lei/actiune
Pachet 3
15 notembrie 2015	522.418	15.11.2015	15-11-2018	25,9986 lei/actiune
Pachet 4
15 norem Brie.2016	466.005	15.11.2016	15.11.2019	29,0861 lei/actiune

28. SALARIZAREA CONDUCERII COMPANIEI (continuare)

Detalii privind modelul de calcul al OAVT-urilor:

	Pachet 1	Pachet 2	Pachet 3	Pachet 4
Valabilitate	3 ani	3 ani	3 ani	3 ani
Mod exercitare	1/3 din pachetul acordat în fiecare an
Pret mediu ponderat pentru luna anterioara	13,1484 lei/ actiune	26,6040 lei/ Actiune	25,9986 lei/ actione	29.0861 lei/ actiune

La data de 31 decembrie 2016, Compania a inregistrat un provizion in suma de 42.354.707 (26.292.781 la 31 decembrie 2015) pentru componenta anuala variabilar Directoratului si Consiliuiui de Supraveghere pentru valoarea justa a actiunilor virtuale ale Companiei la finalul exercitiului financiar.

29. INSTRUMENTE FINANCIARE

Managementul riscului financiar

Compaña este expusa urmatoare core din instrumentele financiate: riscul de piata (riscul de rata a dobanzii si riscul valutar), risc de creditare. Managementul global al Companiei se axeaza asupra imprevizibilitatii pietei financiare si cauta sa minimizeze potentialele efecte adverse ale performantei financiare a Companiei. Riscul de piata este riscul care produce schimbari asupra preturilor pietei, precum schimbul valutar si rata dobanzii ce vor afecta veniturile Companiei sau valoarea detinerilor de instrumente financiare.

Compania nu are angajamente formale pentru a combate riscurile financiare. Cu toate acestea, riscurile financiare sunt monitorizate la nivel de management, punandu-se accent pe necesitatile Companiei de a compensa eficient oportunitatile si amenintarile.

Aceasta nota prezinta informatii cu privire la expunerea Companiei fata de riscurile mentionate mai sus, la objectivele, politicile si procesele aferente masurarii riscurilor, cat si despre gestionarea capitalului de catre Companie.

Riscul de rata a dobanzii

Fluxurile de numerar operationale ale Companiei sunt afectate dobanzilor, in principal urmare a imprumuturilor pe termen lung in valuta contractate de la banci finantatoare externe. Compania are imprumuturi pe termen lung semnificative cu dobanda variabila, care o expun la un risc de fluxuri de numerar.

La data bilantului, raportul dintre instrumente cu rata de dobanda fixa si cele cu rata de dobanda variabila ale Companiei este prezentat in continuare:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Instrumente financiare cu rata dobanzii fixa Datorii financiare	478.649.422	548.152.934
Instrumente financiare cu rata dobanzii variabila Datorii financiare	161 485 508	249.210.855

Riscul de numerar determinat de rata dobanzii este riscul ca dobanda si, prin urmare, cheltuiala cu aceasta, sa fluftu timp. Compania are imprumuturi pe termen lung semnificative, cu rate de dobanda variabile, care pot expune co riscul de numerar.

Analiza de senzitivitate a ratei dobanzii

O apreciere cu 100 de puncte procentuale a ratei dobanzii pentru imprumuturile cu rate ale dobanzii variabile la data intocmirii situatiei pozitiei financiare ar fi scazut profitului financiar cu sumele indicate mai jos. Acesta analiza presupune ca toate celelalte, in pricipal cursurile de schimb valutar, raman constante.

	Pierdere 2016	Pierdere 2015
RON EUR USD	(5.323) (1.325.060) (21.266)	(66.000) (1.243.988) (182.000)
Total	(1.351.649)	(2.492.109)

O depreciere cu 100 de puncte procentuale a ratei dobanzii pentru imprumuturile cu rate ale dobanzii variabile la data intocmirii situatiei pozitiei financiare ar fi crescut profitul financiar cu sumele indicate mai jos. Acesta analiza presupune ca toate celelalte variabile, in principal cursul de schimb valutar, raman constante.

	Profit 2016	Profit 2015
RON	5.323	66.000
EUR	1.325.600	1.243.988
USD	21.266	182.000
Total	1.351.649	2.492.109

Compania nu a incheiat contracte de hedging in cea ce priveste obligatiile in moneda straina sau expunerea fata de riscul de rata a dobanzii.

Riscul valutar

Compania poate fi expusa fluctuatiilor cursului de schimb valutar prin numerar si echivalente de numerar, imprumuturi pe termen lung sau datorii comerciale exprimate in valuta.

Moneda functionala a Companiei este leul romania este expus riscului valutar la numerani si cchivalentele de numerar, achizitiile si imprumuturile realizate in alta moneda decat functionala. Monedele care expension la acest risc sunt, in principal, EUR, dar si USD si JPY. Imprumuturile in valuta suotulte in valuta suotulterior exprimate lei lei la cursul de schimb de la data bilantului, comunicat de Banca Nationala a Romaniei. Diferentele rezultate sunt incluse in contul de profit si pierdere, dar nu afecteaza fluxul de numerar pana in momentul lichidarii datoriei.

Expunerea Companiei la riscul valutar, exprimata in RON, a fost:

31 decembrie 2016	Valoare	RON	BOR	USD
Active monetare
Numerar si echivalente de
numerar	933.661.193	893.637.035	40.019.176	4.983
Alte active finaciare	135.090.000	135.090.000
Creante	861.746.642	818.493.527	43.253.115
Expunere bruta	1.930.497.835	1.847.220.562	83.272.290	4.983
Datorii monetare
Furnizori si alte obligatii	882.559.409	801.770-284	80.789.125
Imprumuturi	640.134.730	200.000.000	428.797.572	11.337.158
Expunere bruta	1.522.694.139	1.001.770.284	509.586.697	11.337.158
Expunere meta in/situatia pozitiei financiare \ {w}	407.803.696	845.450.278	(426.314.407)	(11.332.175)

31 decembrie 2015	Valoare	RON	EUR	USD	JPY
Active monetare
Numerar si echivalente de
numerar	974.451.258	944.442.191	29.987.065	11.001	11.001
Alte active finaciare	70.085.000	70.085.000
Creante	723.447.541	719,823,590	3.623.951
Expunere bruta	1.767.983.799	1.734.350.781	33.611.016	11.001	11,001
Datorii monetare
Furnizori de imobilizari	766.167.704	681.117.769	05.049.935
Imprumuturi	801.952.059	206.972.778	567.598.800	18.268.252	9.112.229
Expunere bruta	1.578.119.763	888.090.547	662.648.735	18.268.252	9.112.229
Expunerea neta in situatia pozitiei financiare	189.864.036	846.260.234	(629.037.719)	(18.257.251)	(9.101.228)

Creantele si alte creante precum si furnizorii si alte obligatii mai putin fumizorii de imobilizari sunt exprimati numai in RON.

Urmatoarele rate de schimb au fost aplicate:

	Curs mediu		Cursul de schimb la data
	2016	2015	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
RON/EURO	4.4908	4.4450	4.5411	4.5245
RON/ USD	4.0592	4.0057	4.3033	4.1477
RON/ 100 JPY	3,7398	3,3107	3,6834	3.4453

Analiza de senzitivitate a riscului valutar

O apreciere cu 10% a leului romanesc fata de urmatoarele monede straine la 31 decembrie 2015 ar fi crescut profitul brut cu sumele indicate mai jos. Aceasta analiza presupune ca toate celelalte variabile raman constante,

	Profit 2016	Profit 2015
EUR USD JPY	42.631.441 1.133.218	62.903.772 1.825.725 910.123
Total	43.764.658	65.639.620

O depreciere cu 10% a leului romanesc fata de urnatoarele monede straine la 31 decembrie 2015 ar fi avut un efect similar dar de sens contrar asupra sumelor de mai sus, presupunand ca toate celelalte variabile au ramas constante.

	Pierdere 2016	Pierdere 2015
EUR USD	(42.631.441) (1.133.218)	(62.903.772) (1.825.725)
JPYA Total Tru	(43.764.658)	(910.123) (65.639.620)

Riscul de credit

Riscul de creditare este riscul in care Compania suporta o pierdere financiara urmarea neindeplintrii obligatiilor contractuale de catre un client sau o contrapartida la un instrument financiar. Acest risc rezulta in principal din creantele si numerarul si echivalentele de numerar.

Tratamentul riscului de contrapartida se bazeaza pe factori de succes interni ai Companiei. Factorii externi de succes - care au efect asupra reducerii riscului în mod sistematic sunt: descentralizarea sectorului energetic în care producția, transportul, distribuția și fumizăți distince, iar înterfața pentru client este reprezentată de fumizor, tranzacţionarea energiei electrice pe piaţa din România pe două piaţa reglementată si piaţa concurenţială. Factorii interni de succes in tratamentul riscului de contrapartida includ: diversificarea portofoliului de clienti si diversificarea numarului de servicii oferite pe piata de energie electrica.

Activele financiare care pot supune ciscului de incesare sunt in principal creantele comerciale si numerarul si echivalentele de numera. Compania a pus in practica o serie de politici prin care se asigura ca vanzarea de servicii se realizeaza catre clienti cu o incasare, prin includerea in contractele comerciale a obligatiei acestora de a consitui garantii financiare. Valoarea creantelor, neta de ajustarile pentru pierderi de valoare, reprezinta suma maxima expusa riscului de incasare.

Riscul de incasare aferent acestor creante este limitat, intrucat aceste sume sunt, in principal, datorate de companii detinute de stat.

Numerarul este plasat in institutii financiare, care sunt considerate ca avand risc minim. Depozitele sunt plasate la Banca Comeciala Romana, BRD - Groupe Societe Generale, Credit Europe Bank, Garanti Bank, Alpha Bank, Banca Transilvania, Exim Bank, ING Bank si CITI Bank.

Expunerea maxima la riscul de incasare la data raportarii a fost:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Active financiare
Creante comerciale nete	764.760.133	596.310.217
Alte creante nete	87.211.550	127.137.324
Numerar si echivalente de numerar	933.661.193	974.451.258
Alte active financiare	135.090.000	70.085.000
Total	1.920.722.876	1.767.983.799

Situatia vechimii creantelor la data intocmirii situatiei pozitiei financiare a fost:

	Valoarea hruta 31 decembrie 2016	Provizion 31 decembrie 2016	Valoarea bruta 31 decembrie 2015	Provizion 31 decembrie 2015
Neajunse la scadenta	639.151.930	4.568.505	493.063.746	1.147.819
Scadenta depasita intre 1 - 30 zile	12.638.227		6.530.607	113.324
Scadenta depasita intre 31 - 90 zile	5-519-233		1.608.587	266.257
Scadenta depasita intre 90 - 180 zile	836.994	359 345	11.072.875	10.211.818
Scadenta depasita intre 180 - 270 zile	27.274.940	7.725.361	15.399.044	1.421.579
Scadenta depasita intre 270 - 365 zile	6-206-328		6.880.773	2.383.145
Mai mult de un anxw	173.710.511	87.924.820	149.741.082	72.442.556
Total	865.338.164	100.578.031	684.296.715	87.986.497

Situatia vechimii altor creante la data intocmirii situatiei pozitiei financiare a fost:

	Valoarea bruta 31 decembrie 2016	Provizion 31 decembrie 2016	Valoarea bruta 31 decembrie 2015	Provizion 31 decembrie 2015
Neajunse la scadenta	64.477.570	323.854	109.251.224	3.826.053
Scadenta depasita intre 1 - 30 zile	15.861	8.810	6.430.436	396.081
Scadenta depasita intre 31 - 90 zile	56.503	30.487	1-270-335
Scadenta depasita intre 90 - 180 zile	6.064.159	4.791.499	2.424.895	18.666
Scadenta depasita intre 180 - 270 zile	2.317.148	న్నారి వేదని	4.608.277	2.504.276
Scadenta depasita intre 270 - 365 zile	3.159.723	594.621	5.796.415	144.524
Mai mult de un an	101.200.666	83.661.517	81.515.502	77.270.160
Total	177.291.630	90.080.080	211.297.084	84.159.760

Compania a inregistrat ajustari pentru pieri de valoare pentru creante comerciale si alte creante in litigiu si pentru clientii in insolventa. Cele mai mari valori integistration in and 2015 and Creaner in Integrity St Ecollent in Melli St Eco Enemi Intern (24.736.066), SC Total Electric Olecia (14.185.577), Romenery Industry (19.989.440), Si pentru Regia Autonoma pentru Activitati Nucleare (7.976.099) (a se vedea Nota 8).

Evolutia ajustarilor pentru deprecierea clientilor se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Sold la 1 ianuarie	87.986.497	87.246.448
Recunoastere ajustari pentru depreciere Reluare ajustari pentru depreciere	21.129.610 (8.538.076)	22.802.474 (22.062.425)
Sold la sfarsitul perioadei	100.578.031	87.986.497

Evolutia ajustarilor pentru deprecierea altor creante se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Sold la 1 ianuarie	84.159.760	80.972.239
Recunoastere ajustari pentru depreciere Reluare ajustari pentru depreciere	7.501.245 (1.580.925)	7.059.855 (3.872.334)
Sold la sfarsitul perioadei	90.080.080	84.159.760

Riscul de lichiditate

Riscul de lichiditate este riscula Compania sa intampine dificultati in indeplinirea obligatiilor asociate datoriilor financiare care sunt decontate in numerar sau prin transferge altui activ financiar.

O politica prudenta de gestionare a riscului de licinica incriisea unui suficient numerar si echivalente de numerar,
disponibilitatea finantarii prin facilitati de credit ade

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Active
Active monetare in RON	1.847.220.562	1.734.350.781
Active monetare in moneda straina	83.277.273	33.633.018
	1.930.497.835	1.767.983.799
Datorii
Datorii monetare in RON	(1.001.770.284)	(888.090.547)
Datorii monetare in moneda straina	(520.923.855)	(690.029.216)
	(1.522.694.139)	(1.578.119.763)
Pozitia monetara neta in RON	845.450.278	846.260.234
Pozitia monetara neta in moneda straina	(437.646.582)	(656.396.198)

Politica Companiei in privintalii este de a mentine suficiente resurse lichide pentru a putea onora obligatiile pe
masura ce acestea ajung la scadema. Le l' (

CNTEE Transelectrica SA

Note la situatiile financiate separate intocenite la data de 3 l decembrie 2016
(Toate sumele sum exprimate in LEI, doca nu este indicut altfel)

29. INSTRUMENTE FINANCIARE (continuare)

Tabelul umator prezinta scadenta contractuala a datoriilor financiare, inclusiv plata dobanzilor:

31 decembrie 2016	Valoare neta	Valoarca contractuala	< 12 luni	- 2 am	2-5 ant	> 5 ani
Datorii financiare Fumizori si alte obligatii Alto impozite si obligatii pentru asigurarile sociale ດກຸກການນາມກັ	(873.948,200) (8,611,209) (640.134.730)	(873.948.200) (8,611,209) (1,622,599,794)	(873.948.200) (8.611,209) (138,204,894)	(311.711.992)	(95,401,520)	- (94.816.486)
Total	(1.522,694.139)	(2.505,159,203)	(1.020.764.303)	(311,711,992)	(95.401.520)	(94.816.486)
31 decembrie 2015	Valoare neta	Valoarca contractuala	< 12 Juni	1 - 2 ani	2-5 am	> 5 ani
Datorii financiare Fumizori si alte obligatii Alte impozite si obligatii pentra asigurarile sociale mprumutun Total	(776.167.704) (6.763.363) (801-952.059) (1.584.883.126)	(776,167,704) (6.763.363) (1.604-641.669) (1.847.572.736)	(759.834,700) (6,763,363) (167.362.306) (933,960,369)	(16.333.004) (133.886.273) (150.219.277)	(384.416.697) (384.416.697)	(1 (6.286,783) (116.286.783)

Valoarea justa a instrumentelor financiare

Valcarea justa este valoarea la care instrumentul financiar se poate schimba in tranzactiile obisnuite in conditii obiective intre parti interesate si in cunostinta de cauza, altele decat cele determinate de lichidare sau vanzare silita. Valorile juste se obtin din preturile de piata cotate sau modelele de fluxuri de numerar, dupa caz. La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015, managementul considera ca valorile juste ale numerarului si echivalentelor de numerar, creantelor comerciale si altor creante, datoriilor comerciale, a imprumuturilor precum si ale altor datorii pe termen scurt aproximeaza valoarea lor contabila. Valoarea contabila a imprumuturilor este costul amortizat.

31 decembrie 2016	Valoare contabila	Valoare justa	Nivel
Active financiare
Creante comerciale	764.760.133	764.760.133	Nivel J
Alte creante nete	87.211.550	87.211.550	Nivel I
Numerar si echivalente de numerar	933.661.193	933.661.193	Nivel 1
Alte active financiare	135.090.000	135.090.000	Nivel 1
	1.951.132.524	1.951.132.524
31 decembrie 2016	Valoare contabila	Valoare justa	Nivel
Datorii financiare pe termen lung
Imprumuturi, mai putin obligatiuni	301.929.798	440.134.730	Nivel I
Obligatiuni	200.000.000	200.000.000	Nivel 1
	501.929.798	640.134.730
Datorii financiare pe termen scurt
Furnizori, incluzand furnizori de imobilizari	873.948.200	776.167.704	Nivel 1
Imprumuturi	138.204.932	167.362.306	Nivel 2
Sume datorate angajatilor si alte datorii	8.611.209	6.763.363	Nivel 1
	1.020.764.341	950.293.373
31 decembrie 2015	Valvare contabila	Valoare justa	Nivel
Active financiare
Creante comerciale	596.310.217	596.310.217	Nivel 1
Alte creante nete	127.137	127.137	Nivel 1
Numerar si echivalente de numerar	974.451.258	974.451.258	Nivel I
Fonduri nearambursabile de primit	70.085.000	70.085.000	Nivel 1
	1.767.983.799	1.767.983.799
31 decembrie 2015	Valoare contabila	Valoare justa	Nivel
Datorii financiare pe termen lung
Imprumuturi, mai putin obligatiuni	434.589.752	434.589.752	Nivel I
Obligatiuni	200.000.000	200.000.000	Nivel 1
	634.589.752	634.589.752
Datorii financiare pe termen scurt
Furnizori, incluzand furnizori de Inobilizari	776.167.704	776.167.704	Nivel 1
Imprumuturi	167.362.306	167.362.306	Nivel 2
Sume datorate angajatilor si alle datorii	6.763.363	6.763.363	Nivel 1
	950.293.373	950.293.373

Categorii de instrumente financiare

Active financiare	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Disponibilitati banesti Creante	1.068.751.193 861.746.642	1.044.536.268 723.447.541
Datorii financiare
Cost amortizat	1.522.694.139	1.584.883.126

Riscul de personal si sistemul de salarizare

La 31 decembrie 2016, media de varsonalului Companiei este ridicata. Exista posibilitatea ca in viitor, Compania sa se confrunte cu o lipsa de personal datorata plecarilor angajatilor din cauze naturale.

Un alt risc legat de personal il reprezinta posibilitates plecarii angajatilor de calificare inalta cate companiile private, care ar putea oferi pachete salariale si compensatii peste nivelul actual oferit de catre Companie.

Politica salariala impusa de Statul Companiei in care este actionar majoritar poate conduce la o fluctuatie majora in cadrul fortei de munca specializate.

Managementul riscului de capital

Politica Companiei este de a mentine o baza puternica a mentine investitorii, creditorii si o piata increzatoare si de asemenea pentru a sustine dezvoltarea viitoare a afacerii.

Indicatorul gradului de indatorare

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Imprumuturi pe termen sourt si lung	640.134.930	801.952.059
Disponibilitati banesti	(933.661.193)	(974.451.258)
Alte active finaciare	(135.090.000)	(70.085.000)
	(428.616.263)	127.484.290
Capitaluri proprii Gradul de indatorare	3.107.714.414	3.029.305.722

30. ONORARII PERCEPUTE DE FIECARE AUDITOR STATUTAR SAU FIRMĂ DE AUDIT

Situatia onorariilor percepute de firmă de audit pentru auditul statutar al situaţiilor financiare anuale și totalul onorariilor percepute de fiecare audit pentru alte servicii de audit pentru alte servicii de asigurare, pentru servicii de consultanţă fiscală și pentru alte servicii decât cele de audit, conform pet. 38 din Anexa 1 la OMFP nr. 2844/2016 cu modificările si completările ulterioare, aferente exercițiului financiar al anului 2016, se prezinta dupa cum urmeaza:

· SC Deloitte Audit SRL Contract nr. C358/10.09.2014 servicii de auditare a situatiilor financiare separate si consolidate, emiterea raportului asupra conformitatii Raportului cu situatiile financiare separate si consolidate, servicii de audit cu privire la indeplinitea conditiilor financiare specificate in contractele privind emisiunea de obligatiuni, raport de audit in conformitate cu art. 113 lit. G alin. (6) din regulamentul 1/2006 al CNVM onorarii aferente exercitiului financiar al anului 2016 - 205.432, la care se adauga TVA;
SC Ernst&Young SRL Contract nr. C372/25.09.2014 serviçii de realizare a unui studiu privind impacul introducerii tipului de sisten tarifar binom pentru implementarea șeculățiului de transport al energiei electrice – onorarii aferente exercitiului financiar al anului 2016 - 900, la care se adauga în 1874;
SC PKF Finconta SRL Contract nr. C75/11.04.2016 servifii pe consultanta fiscala onorarii aferente exercitiului financiar al anului 2016 - 33.477, la care se adauga TVA.

31 EVENIMENTE ULTERIOARE

Holărârea de Guvern nr. 10/13.01.2017 privind adoptarea unor măsuri de siguranţă pe piaţa de energie electrică

Ca urmare a publicării în Monitorul Oficial a Hotărâtii de Guvern nr. 10/13.01.2017, C.N.T.E.E Transelectrica S.A., în calitate de Operator de Transport şi de Sistem este masurile de salvgardare cu caracter tehnic şi comercial conform at. 6, alin. (3) din Regulamentul privind stabilirea măsurilor în situații de criză apărule în funcționarea Sistemului Energetic Național, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 142/2014.

În acest sens, Dispecerul Energetic Național întreprinde următoarele acțiuni:

urmăreşte permanent şi progrozează evoluţia consunului de energie electrică, situaţia stocurilor de combustibil şi a disponibilității unităților de producția debitului Dunării și a stocurilor de apă din principalele lacuri de acuri de acuri de acuri de acuri de acuri de acuri de acuri de ac - se informează despre prognoza meteorologică pentru zilele următoare, în special în ceea ce privește fenomenele meteo

extreme și atenționările emise de către ANM;

colaborează cu Dispeceratul Naționale (DNGN) în vederea informării reciproce privind parametrii de funcționare în cele două sisteme;
colaborează cu operatorii de transport și de sistem din scopul coordonării funcționării înterconectate a sistemelor și cunoașterii stării de funcționare a acestora.

În urma evaluarii stării de funcționare a sistemului, a prognozelor de consum și a celor meteorologice cât și a rezervelor de energie existente, în vederea asigurății și continuității în alimentarea cu energie electrică a populației, Dispecerul Energetic Național poate declara starea de criză în Sistemul Electroenergetic Național. În acest caz se pot pune în aplicare, gradual, următoarele măsuri de salvgardare:

1. Trecerea unor centrale de la funcționarea pe gaze naturale la cea pe combustibil alternativ (păcură), în conformitate cu HG 844/2016, Anexa 1A. Măsura se aplică pe baza notificării primite de la DNGN, în conformitate cu planul comun de măsuri;
1. Reducerea/anularea capacității de interconexiune disponibilă pe direcția de export;
1. Reducerea/anularea schimburilor de energie notificate pe directia de export;
1. Limitarea în transe a consumului de energie electrică. Precizăm că limitarea nu afectează populația, aceaste fiind aplicată doar consumatorilor în restricționarea consumului la o putere minimă tehnologică, în conformitate cu prevederile din contractele de furnizare a energiei electrice.

Măsurile de la punctele 2. și 3. se aplică în conformitate cu acordurile bilaterale privind alocarea capacității de interconexiune cu operatorii vecini.

Măsurile se pot aplica în ordinea predual, în funcție de situația din Sistemul Electroenergetic Național în momențul luării deciziei.

Precizăm că aceste măsuri au fost deja unii operatori de transport și sistem din țările vecine (Bulgaria, Grecia). Măsuri similare sunt avute în vedere și de alte țări din Europa (Franța, Belgia, Italia ș.a.).

Decizia ANRE nr. 71/26.01.2017 de aprobare a Calendarılui de implenentare a tarifelor de tip binon pentru serviciul de transport şi serviciul de distribuţie a energiei electrice la nivelul operatorilor de reţea

ANRE a aprobat prin Decizia nr. 71/26.01.2017 calendarul de implementare a tanîfelor de tip binom pentru serviciul de transport și serviciul de distribuție a entru simularea aplicarii tarifelor de tip binom la nivelul operatorilor de rețea în perioada 01,01. - 31.10.2017.

Deciziile ANRE mr. 185, 186 și 17.02.2017 privind achiziția serviciului tehnologic de sistem -rezervă terită lentă

Având în vedere HG nr. 55/2017 de modificare a HG nr. 844/2016, ANRE a aprobat prin Deciziile nr. 185, 186 şi 187 din 17.02.2017 privind suplimentarea achizitor tehnologice de sistem - rezerva terțiara lenta de la Electrocentrale Bucuresti, Electrocentrale Galati si Veolia Energio Prahova cu grapure pe combustibil alternativ, respectiv pe pacură, pentru perioada 18 februarie – 15 martie 2017 (extinderea de volulei a perioadei anterioare: 3 ianuarie – 1 februarie).

Evolutia preturilor pe piata angro de energie electrica

Pe piața de energie electrică, pe fondul consumului ridicat determinat de temperaturile exterioare scăzute și anumitor restricții și indisponibilități ale anumitor capacități de producție, prețurile pe termen scurt și pe piața de echilibrare au înregistrat creşteri semnificative în luna ianuarie 2017 atât față de luna anterioară cât și fi fră de luna corespunzatoare a anului precedent.

Numire membru in Consiliul de Supraveghere

Potrivit Decizie: nr. 3 din 31 ianuarie 2017, membrii Consiliului de Supraveghere au numit în funcția de membru provizoriu al Consiliului de Supraveghere, pe domnul Ciprian BOLOŞ. Numirea a devenit efectivă începând cu data de 01 februarie 2017.

Contractare linie de credit de la BRD GROUP SOCIETE GENERALE SA

Transelectrica a incheiat contractul nr. C39/02.03.2017 cu BRD GROUP SOCIETE GENERALE SA, Sucursala Mari Clienti Corporativi pentru contractarea unei linii de credit pe o perioada de 12 luni pentru finantarea schemei de sprijin de tip bonus pentru cogenerarea de inalta eficienta, sub forma de descoperit de cont, in suma de 150.000.000, cu o dobanda calculata in functie de rata de referinta ROBOR 1M, la care se adauga o marja negativa de 0,10%. In care valoarea ratei de referinta ROBOR 1M este mai mica de 0,10%, rata de dobanda aplicata este 0%.

Linia de credit a fost garantata prin:

ipoteca mobiliara asupra contului bancar deschis la banca;
ipoteca mobiliara asupra creantelor rezultate din contractele privind contributia pentru congenerare de inalta eficienta incheiate cu Cez Vanzare S.A., E.ON Energie Romania S.A., Tinmar Energy S.A.

Renunțare la mandat Președințe Directorat

În conformitate cu prevederile Contractului de Mandat nr. C419/13.11.2014 și cu cele înscrise în comunicarea înregistrată la nivelul Companiei sub nr. 8982/10.03.2017, domnul lon-Toni TEAU renunță la mandatul încredințat de membru și preşedinte al Directoratului CNTEE "Transelectrica" S.A. începând cu data de 26 aprilie 2017.

Situatiile financiare separate atasate au fost aprobate de catre conducere la data de 21 martie 2017 si semnate in numele acesteia de catre:

Directorat,

Ion-Toni Constantin Mircea -Toma Octavian TEAU VADILMA LOHAN MODRAN Presed Asclecidlembru Di Membru Directorat Membru Directorat DIRECTORAT 21.02 Cristina STOTAN Veronica CRISU Director Directia Economica si Strategie Financiara Manager Departament Contabilitate

nia Națională de Transport al Energiel Electric SA - SKAJE OHU . 2 . 1 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 1 . 1 . registrare 13320043. Talelon +4021 303 50 11. Fax Transelectrica® Societato Administrată în Sistem Dualist 1.9985/17.03. AVIZAT DIRECTORAT, Mircea -Octaviar Constantin lon-Toni MODR VADUVA TEAU Membru ctorat anspol u Directorat Presedinte DIRECTORAT NOTA privind aprobarea de catre Adunarea generală a acţionarilor a Situaţiilor financiare consolidate ale CNTEE Transelectrica SA pentru exerciţiul financiar al anului 2016

În conformitate cu prevederile Ordinului MFP nr. 881/2012, incepând cu execcitul financian la anului 2012. in conformitate cu prevedente Prainaia Miro societalule conferciale de oarer valor mesitare Financiară (IFRS) asa cum sunt adoptate de catre Uniunea Europeana (IFRS-UE) la întocmirea situaţiilor financiare anuale separate.

Ordinul MFP nr. 2844/2016 pentru aprobarea Reglementărilor conforme cu Standardele liternaționale Ordinul Mir ni. 20442010 pentru apociiunea 4.1., art. 21 - "Elaborarea situaţiilor financiare anuale consolidate" urmatoarele:

consolicate umiticarele.
"O entitate, societate-mamă consolidantă (entitate, persoană juridică română, care una sau mai multe fii ali O entiale, societate mana venedica (entigrului din care face parte), trebuie să întremească situații şt care consolucaza încort consolidat al administratorilor în condițiile prevăzute de IFRS".

Situatiile financiare consolidate ale CNTEE Transelectrica SA au fost intocrnite conform Standardului Situatile Tinanciale Consolidate dio Crivica infranciare consolidate si contabilitatea pentru investitii in companii subsidiare".

companie subsidiara este o entitate care este controlata de o alta entitate, cunscuta ca societatea mamă, O companie subsitiare este o entralizato de l'AS 27, se presupune ca există control când societatea de corrul aând in situali dupa cuni este delinita de leo 27, in oblicorile de vot ale unei entitati, in situatii, consume sentrelul. Controlul acti mama deiliie înar mult de jumatato care croptietate nu asigura controlul. Controlul controlul controlul de a chiro bandicii din exceptionale, poate 11 clar demonat eu Loculou 10 mei entitati, cu scopul de a obtine beneficii din activitatea ei.

CNTEE Transelectrica SA a consolidat in Situatiile financiare consolidate intocrnite la 31 decembrie 2016 urmatoarele filiale: Filiala SC Smart SA si Filiala SC Teletrans SA.

Filiala SC Formenerg SA si Filiala SC Icemenerg Service SA sunt considerate nesemniticative din punctu Filială SC Formeneri, SA îl filiala SC Opcom SA nu poate fi consolidata deoarece aceasta filiala, prin obiectul sau de activitatea, are o pozitie independenta pe piata de energie electrica.

Compania Naljonalâ de Transport al Energiei Electrice
Transisterica Stead Ollulu nr 2-4. ood pessia 030786, souder
Kranske Nr. kregiskra Chililli Rojskulli ം സോട്ടേlar 10നും വി

And Comments of the Same

Soldurile si tranzactiile intragrup, precum si dividendele interne sunt eliminate la intocmirea situatiilor financiare consolidate.

Fata de cele prezentate, în temeiul art. 14, alin. (1) lit. a) din Actul Constitutiv actualizat prin Holărâtea A.G.E.Al Fala de cele plezentale, in tenlede art. 14, alin: (1) n. e , antionarilor, Situațiie financiare consolidate ale
nr. 2/23.03.2015, supunem aprobării Adunării general m. 2/23.00.2019, Supanem aprobarciţiul financiar al anului 2016, după cum urmează.

situatia poziției financiare;
contul de profit şi pierdere si situatia rezultatului global;
situaţia modificărilor capitalurilor proprii;
situaţia fluxurilor de trezorerie;
notele explicative la situaţiile financiare anuale.

Cristina Stoian Directo

VZAT, Radu Cernov Dire or DJC

Veronica Crişu Manager Depart. Contab.

CN TRANSELECTRICA SA

Societate administrata in sistem dualist

Situatii Financiare Consolidate la data si pentru exercitiul financiar incheiat la 31 decembrie 2016

Intocmite in conformitate cu Standardele Internationale de Raportare Financiara adoptate de catre Uniunea Europeana

, *** :

Deloitte Audit S.R.L. Sos Nicolae Titulescu nr. 4.8 Intrarea de est. Etajul 2 zona Deloitte şi etajul 3 5ector 1, 011141, București România

Tel.: +40 21 222 16 61 Fax: +40 21 222 16 60 www.delotte.ro

RAPORTUL AUDITORULUI INDEPENDENT

Acţionarilor Societăţii C.N.T.E.E. Transelectrica S.A.

Raport cu privire la situațiilie financiare consolidate

Opinie

1. Am auditat situațiile financiare consolidate ale companiei C.N.T.E.E. Transelectrica S.A. și ale filialelor sale ("Grupul"), care cuprind situația consolidată a poziției financiare la data de 31 decembrie 2016 și șituație consolidată a rezultatului global, situația consolidată a modificărilor capitalurilor proprii și situația consciidată a fluxurilor de trezorerie aferente exercițiului închelat la data respectivă, și note la situațiile financiare consolidate, inclusiv un sumar al politicilor contabile semnificative.
1. În opinia noastră, situațiile financiare consolidate anexate prezintă fidel, sub toate aspectele semnificative poziția înancieră consolitată a Grupului la data de 31 doce
  2016 și performanța na filoanciară consolidată a Grupului la data de 31 decembrie 2016, și performanța sa financiară consolidată și fluxurile sale de 31 decembri aferente exercițiului încheiat la data respectivă, în conformitate cu Standardele Internaționale de Raportare autorespectiva, în Conformitate cu Stanic
  Internaționale de Raportare Financiară adoptate de Uniunea Europeană.

Baza pentru opinie

Am desfășurat auditul nostru în conformitate cu Standardele de Audit adoptate de Camera Auditorilor Financiari din România, care sunt Standardele Internaționale de Camera
Responsabilitățiile poachea în baza asete site situatie Internaționale de Audit (ISA-uri). Responsabilitățile noastre în baza acestor standarde înternaționale de Audit (ISA-"Responsabilitățiile auditorului într-un audit al situațiilor financiare consolidate" din raportul nostru. Suntem independenți față de Grup, conform Codului Etic al Profesioniștilor Contabili (Codul IESBA) emis de Consiliul pentru Standarde Internaționale de Etică pentru Contabili și ne-am îndeplinit celelalte responsabilități etice, conform Codului IESBA. Credem că probele de audit pe care le-am obținut sunt suficiente și adecvate pentru a furniza o bază pentru opinia noastră.

Aspectele cheie de audit

Aspectele cheie de audit sunt acele aspecte care, în baza raționamentului nostru profesional, au avut cea mai nare importanță pentru auditul situațiilor financiare
consolidate din porieade eventă. A saportanță pentru auditul situațiilor financiare consolidate din perioada curentă. Aceste au fost abordate în contextul auditului situațiilor financiare consolice de fost aboruleie în contextul auditului
si pu oferim o opinia sonalizat au privist la priniei noastre asupra acestora și nu oferim o opinie separată în orisumului și în formarea.
În cu oferim o opinie separată cu privire la aceste aspecte.

Am determinat ca nu exista aspecte cheie de audit de comunicat in raportul nostru.

Namble Delse se note a o general minel o compire coresponiere in maiantaliano Brance, la fine envision for reach of the environments of the environments of the enternal a ma mata a septembra a managamika a studio de considere in maaline in meeting de maan anno maaline in mi email maal maaline i maaline i maaline i maaline i maaline i maalie vě rugání sá 2005al vzum drobute com odespre

Raport asupra raportului administratorilor consolidat

Administratoril sunt responsabili pentru întocmirea și prezentarea raportului administratorilor consolidat în conformitate cu cerințele Ordinul Ministrului Finanțelor publice nr. 2844/2016 pentru aprobarea Reglementarilor contabile conforme cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară adoptate de Uniunea Europeană cu modificările ulterioare, punctul 28 care să nu conțină denaturări semnificative și pentru acel control intern pe care conducerea îl consideră necesar pentru a permite întocmirea raportului administratorilor care să nu conțină denaturări semnificative, datorate fraucei sau erorii.

Raportul administratorilor consolidat nu face parte din situațiile financiare consolidate,

Opinia noastră asupra situațiilor financiare consolidate nu acoperă raportul administratorilor consolidat.

În legătură cu auditul nostru privind situațiile financiare consolidate, noi am cîtit raportul administratorilor anexat situațiilor financiare consolidate și raportăm că:

a) în raportul administratorilor nu am identificat informații care să nu fie consecvente, în toate aspectele semnificative, cu informațiile prezentate în situațiile financiare consolidate anexate;
b) raportul administratorilor Identificat mai sus include, în toate aspectele semn!ficative, informațiile cerute de Ordinul Ministrului Finanțelor publice nr. 2844/2016 pentru aprobarea Reglementarilor contabile conforme cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară adoptate de Uniunea Europeană cu modificările ulterioare, punctul 28, (reglementări contabile privind situațiile financiare anuale individuale și situaţiile financiare anuale consolidate);
c) în baza cunoștințelor și înțelegerii noastre dobândite în cursul auditului situațiilor financiare consolidate pentru exercițiul financiar încheiat la data de 31 decembrie 2016 cu privire la Grup și la mediul acesteia, nu am identificat informații incluseanible duri administratorilor care să fie eronate semnificativ.

Responsabilitățile conducerii și ale persoanelor responsabile cu guvernanța pentru situațiiie financiare consolidate

Conducerea este responsabilă pentru întocmirea și prezentarea fidelă a situațiilor financiare consolidate în conformitate cu Standardele Internationale de Raportare Financiară și pentru acel control intern pe care conducerea îl consideră necesar pentru a permite întocmirea de situații financiare consolidate lipsite de denaturări semnificative, cauzate fie de fraudă, fie de eroare.

În întocmirea situațiilor financiare consolidate, conducerea este responsabilă pentru aprecierea capacității Grupului de a-și continua activitatea, prezentând, dacă este cazul, aspectele referitoare la continultatea activității și utilizând contabilitatea pe baza continuității activității, cu excepția cazului în care conducerea fie intenționează să lichideze Grupul sau să oprească operațiunile, fie nu are nicio altă alternativă realitătă în afara acestora.

Persoanele responsabile cu guvernanța sunt responsabile pentru supravegherea procesului de raportare financiară al Grupului.

Responsabilitățiie audit al situațiilor financiare consolilor financiare consolidate

1. Oblectivele noastre constau în obținerea unei asigurări rezonabile privind măsura în carea situațiile financiare consolider, în ansamblu, sunt lipsite de denaturări semnificative, cauzate fie de fraudă, fie aneament sunt ipsite de denaturari semilitățiive,
  Include opinia poactră. Arieura assenciii în emiterea unui raport al auditorului care lnclude opinia noastri) precant și ni eninerea unul raport al auditoriului care
  nu este o garanție a fastului că un audit desfă a cerezintă un nivei ridicat de asigurare, da nu este o garanție au rezului de reprezintă în mier ridică de asigura.
  Internaționale de Audit de un audii desfăşurat în conformitate cu Standardele Internație de luptarea în cudit desidistă în conormicate cu Stăndardele
  Internaționale de Audit va detecta întotdeauna o denaturare semnificativă, dacă aceasta există. Denaturările pot fi cauzate fiie de fraudă, fie de eroare și sunt considerate semnificative dacă se poate preconiza, în moderezonabil, că acestea, îndividual sau cumulat, vor influenta peso presoniza) în mod rezonabil, ca acestea, încividul sau
  financiare consolidate financiare consolidate.
1. Ca parte a unul audit în conformitate cu Standardele Internaționale de Audit, exercităm raționale de la conformicate de Staficardele Internaționale de Audiț, exercurali
  a asemenea: asemenea:
2. Identificăm şi evaluăm riscuriie de denaturare semnificativă a situaţiilor financiare consolidate, cauzată fie de frau de semineativa a situațiilor înfancăre
  audit ca răspuns la rospociula de curie, proiectăm și executăm proceduri de audit ca răspuns la respectivele riscuri și obținem probe de audit suficiente și adecului be
  nentru a furniza o bază nontu, acției și obținem probe de audit suficiente și ade pentru a furniza o bază pentru opinia noastră. Riscul de aucii sunciente și adecvate
  sempificațivo caunate de fraudă pinia noastră. Riscul de nedetectare a unei denaturări semnificative cauzate de fraudă este mai ridicat de nedetectare a unei dena
  depaturări sempificativa mundă este mai ridicat decât cel de nedetectare a unei denaturări semnificative cauzate de eroare, decarece frauda poate presupune înțelegeri secrete, fals, omișiuni intenționate, declarații false și evitarea controlului intern.
3. Înțeiegem controiul intern relevant pentru audit, în vederea proiectării de proceduri de audit adecvate circumstanțelor, dar fără a avea scopul de a exprima o proceduri
  eficacității coatrolui internei Car fără a avea scopul de a exprima o opinie asupra eficacității controlului intern al Grupului.
4. Evaluăm gradul de adecvare a politicilor contabile utilizate și caracterul rezonabil al estimărilor contabile și al prezentărilor contente dinformații rezonabile
  conducere conducere.
5. Formulăm o concluzie cu privire la gradul de adecvare a utilizării de către conducere a contabilității pe baza confinului de auctivul de catre conducere a
  obținute, dacă oxicății activității și determinăm, pe baza probelor de audit obținute, dacă există o intritudiine semnificativă cu privire la evenimente sau conditii care ar putea genera îndoieli semnificative privine la evenimente sau
  continua activitatea formali semnificative privind capacitatea Grupului de a-și continua activitatea. În cazul în care privinu capacitatea Grupulul de a
  complficativă, trobui semnificativă, trebuie să acenția în raportul auditorului asupra prezentărilorie
  aferente din cituatiile financienția în raportul auditorului asupra prezentărilor aferente din situațiile finealere consolicie în răportul aubitorului asupra prezentărilor
  neadecvate, să ne modificăm acisia. Consolidate sau, în care aceste prezentări sunt neadecvate, să ne modificăm opinia. Conciuziile noastre se bazează prezentarii
  audit obținuto până la detare opinia. Conciuziile noastre se bazează pe probeie de audit obținute până la data rapprtului auditorului. Cu toate acestea, evenimente sau condiții viitoare pot determina Grupul să nu își mai desfășoare activitatea în baza
  principiulul continuității adințității principiulul continuității activității.
6. Evaluăm prezentarea, structura și conținutul general al situațiilor financiare consolidate, inclusiv ai prezentării curșiferal ai situațiior înformații, și măsura în care situațiile financiare consolidate reflectivalitării în mații, și masul an care situațiile
  realizează prozentarea ficiă realizează prezentarea fidelă.
7. Obținem, probe de audit suficiente și adecvate cu privire la informațiile financiare ale entităților sau activităților de afaceri din cadrul Grupului, pentru a exprima o opinie cu privire la situațiile financiare consoliitate. Suntem responsabili pentru coordonarea, supravegherea și executarea auditului prupului. Suntem șingurii responsabili pentru acestru acestru acestru pentru opinia noastră de audit.
Comunicăm persoanelor responsabile cu guvernanța, printre alte aspecte, aria planificată și programarea în timp a auditului, precum și princie ate aspecte, ale plainiitatii.
Orice deficiențe comificati orice deficiențe semniticării, predam și prineipuleie constalul ale auditului, lindic
audițului auditului.
1. De asemenea, furnizăm persoanelor responsabile cu guvernanța o declarație că am respectat cerințele etice relevante privind independența și că le-am comunicat toate relațiile și alte aspecte despre care ș-ar putea presupune, în mod rezonabil, că ne afectează independența și, acolo unde este cazul, măsurile de protecție aferente.
1. Dintre aspectele comunicate cu persoanele responsabile cu guvernanța, stabilim care sunt aspectele cele mai importante pentru auditul situațiilor financiare consoiidate din perioada curentă și care reprezintă, prin urmare, aspecte cheilor mianciare consonuce uni penoada
  ranoctul auditorului, cu aveanța ascului în produit. Descriem aceste aspecte în raportul auditorului, cu excepția cazului în care legile sau regiementările interzic prezentarea publică a aspectului în care, în circumstanțe extrementariie interzit
  dețerminam că un aspectului sau a cazului în care, în circumstanțe extrem de rare, determinam că un aspect nu ar trebui comunicat în raportul nostru deoarece se preconizează în mod rezonabil ca beneficiile interesului public să fie depășite de consecințele negative ale acestei comunicări.

Partenerul de misiune al auditului pentru care s-a întocmit acest raport al auditorului independent este Zeno Căprariu.

Zeno Căprariu, Direa Înregistrat la Camera Auditorile Ananciari din România cu certificatul nr. 2693 1891

În numele

DELOITTE AUDIT S.R.L.

Înregistrată la Camera Auditorilor Financiari din România cu certificatul nr. 25/25.06.2001

Bucuresti, România 21 martie 2017

CN TRANSELECTRICA SA SITUATIA CONSOLIDATA A CONTULUI DE PROFIT SI PIERDERE SI A ALTOR ELEMENTE ALE REZULTATULUI GLOBAL LA 31 DECEMBRIE 2016

(Toate suntele sunt exprimate in mii LEI, daca nu este indicat altfel)

	Nota	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Active
Active imobilizate
Imobilizari corporale	5	3.254.345	3.426.423
Imobilizari necorporale	6	14.775	35.151
Alte investitii		32.636	10.541
Creante per termen lung	8	9.775
Total active imobilizate		3.311.531	3.472.116
Active circulante
Stocuri	7	45.475	46.194
Creante comerciale si alte creante	8	864.332	729.338
Alte active financiare	9	135.090	70.085
Numerar si echivalente de numerar	10	960.489	1.002.829
Total active circulante		2.005.386	1.848.495
Total active		5.316.917	5.320.611
Capitaluri proprii si datorii
Capitaluri proprii
Capital social		733.031	733.031
Prima de emisiune		49.843	49.843
Rezerve legale		116.552	ਰੇਰੇ ਵੇਰੇ ਦੇ ਹੋਰ
Alte rezerve		57.627	56.368
Rezerve din reevaluare		458.184	512.781
Rezultatul reportat		1.714.462	1.608.506
Total capitaluri proprii atibuibile proprietarilor Grupului	11	3.129.699	3.060.128
Interese minoritare		5.484	11,645
Total capitaluri proprii		3.135.183	3.071.773
Datorii pe termen lung
Venituri in avans pe termen lung	12	433.692	467.949
Imprumuturi	13	501.930	634.590
Datorii privind impozitele amanate	16	32.565	37.929
Obligatii privind beneficitle angajatilor	14	58.050	46.159
Total datorii pe termen lung		1.026.237	1.186.627

Notele atasate constituie parte integranta a acestor situatii financiare consolidate.

CN TRANSELECTRICA SA SITUATIA CONSOLIDATA A CONTULUI DE PROFIT SI PIERDERE SI A ALTOR ELEMENTE ALE REZULTATULUI GLOBAL LA 31 DECEMBRIE 2016

(Toate sumele sunt exprimate in mii LEI, daca nu este indicat altfel)

	Nota	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Datorli curente
Datorii comerciale si alte datorii	15	877.058	779.506
Provizioane	15	55.274	43.416
Alte impozite si obligatii pentru asigurari sociale	18	12.291	8.694
Imprumuturi	13	155,548	180.694
Venituri in avans pe termen scurt	12	38.025	33.408
Impozit pe profit de plata		17.301	16.493
Total datorii curente		1.155.497	1.062.211
Total datorii		2.181.734	2.248.838
Total capitaluri proprii si datorii		5.316.917	5.320.611

Situatiile financiare consolidate atasate au fost aprobate de catre conducere la data de 21 martie 2016 si semnate in numele acesteia de catre;

رتمر م

Directorat, Constantin VABUVA lon - Toni TEAU Octavian OHAN Mircea - Toma MORRAN Presedinte Director Membru Directorat Membru Directors Member Dikectorat anscheerie 21.03. DIRECTORAT િક્ત 1 Cristina STOIAN Veronica CRISU Director Directia Economica si Strategie Financiara Manager Departament Contabilitate

Notele atasate constituie parte integranta a acestor situatii financiare consolidate.

CN TRANSELECTRICA SA SITUATIA CONSOLIDATA A CONTULUI DE PROFIT SI PIERDERE PENTRU EXERCITIUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2016 (Toate sumele sunt exprimate in mii LEI, daca nu este indicat altfel)

	Nota	2016	2015
Venituri
Venituri din serviciul de transport		1.146.257	1-284.808
Venițuri din servicii de sistem		716.340	731.205
Venituri privind piata de echilibrare		814.080
Alte venituri		61.411	923.035 46.730
Total venituri	19	2-738.088	2.985.779
Cheltuieli din exploatare
Cheltuieli pentru operarea sistemului	20	(230.757)	(231.851)
Cheltuieli privind piata de echilibrare	20	(814.080)
Cheltuieli privind serviciile de sistem tehnologice	20	(561.027)	(923.035)
Amortizare		(331.433)	(637.653)
Cheltuieli cu personalul			(327.336)
Reparatii si mentenata		(271.938)	(245.686)
Cheltuieli cu materiale si combustibili	7	(28.913) (27.741)	(19.350)
Alte cheltuieli din exploatare	21	(130.483)	(36.916) (122.847)
Total cheltuieli din exploatare		(2.396.372)	(2.544.674)
Profit din exploatare		341.716	441.104
Venituri financiare
Cheltuieli financiare		28.676	43.110
Rezultat financiar net	22	(48.520) (19.844)	(67.310) (24.200)
Profit înainte de impozitul pe profit		321.872	416.904
Impozit pe profit	16
		(62.878)	(70.799)
Profitul exercitiului din operatiuni continue		258.994	346.105
PROFITULEXERCITIULUI
Atribuibil:
Proprietarilor Grupului		265.155	348.356
Intereselor Minoritare		(6.161)	(2.251)
Rezultatul de baza si diluat pe actiune (lei/actiune)	17	3.53	4.72

Situatiile financiare consolidate atasate au fost aprobate de catre conducere la data de 21 martie 2016 si semnate in numele acesteia de catre:

Directorat, Ion - Toni TE istantin VĂPUVA Mircea - Toma MODRAN Octavian L�HAN Presedinte Dir Membru Da eetorg lembri Directorat Merabili Difectorat ranschectric 21.03. Ast DIRECTORA 150 Cristina STOIAN Veronica CRISU Director Directia Economica si Strategie Financiara Manager Departament Contabilitate

Notele atasate constituie parte integranta a acestor situatii financiare consolidate.

CN TRANSELECTRICA SA SITUATIA CONSOLIDATA A REZULTATULUI GLOBAL PENTRU EXERCITIUL FINANCIAR LA 31 DECEMBRIE 2016 (Toate sumele sunt exprimate in mii LEI, daca nu este indicat altfel)

	Nota	2016	2015
Profitul exercitiului		258.994	346.105
Alte elemente ale rezultatului global Elemente care nu vor fi reclasificate in contul de profit si pierdere, din care:
- Efectele impozitarii afrente rezervei din reevaluare:			(16.661)
- Surplus din reevaluarea imobilizarilor corporale			કર્ણ રેતેર
- Pierdere actuariala aferenta planului de beneficii determinate	14	(3.318)	(11.965)
Alte elemente ale rezultatului global (AERG)		(3.318)	57.969
Rezultatul global total		255.676	404.074
Atribuabil:
Proprietarilor Grupului		265.155	348.356
Intereselor Minoritare		(6.161)	(2.251)

Situatiile financiare consolidate atasate au fost aprobate de catre conducere la data de 21 martie 2016 si semnate in numele acesteia de catre:

Directorat, " Constantin VẠOUVA Ion - Toni TEAU Presedinte Director embril Directorat Transciecing Circuit
DIRECTORAT Cristina STOLAN Cristina STOIAN STOIAN Sistementesie Financiara

Octavian LDHAN Membru Difectorat 0 P

Mircea - Toma MODRAN
1.03.2814 2

Veronica CRISU Manager Departament Contabilitate

Notele atasate constituie parte integranta a acestor situatii financiare consolidate.

SITUATIA CONSOLIDATA A MODIFICARLOR CAPITALURILOR PROPRII PENTRU EXERCITIUL FINANCIAR INCHEIAT LA 31 DECEMBRII 2016 (Toate sumele sunt exprimate in mii LEI, daca nu este indicat altfel)
	Social Capital	de emislune Prima	Legale Rezerve	Rezerve din recentuare	Alte rezerve	Rezultatul reportat	Atribuibil grupului proprietarilor	Interesc minoritare	Total
Sold la 1 Tanuaire 2016	733.031	49.843	99.599	512,781	56.368	1.608.506	3.060.128	11.645	3.071.773
Alte clemente ale rezultatului global din care Rezultatul global al periodei Profitul exercitului						258.994	258.994		258 994
Recunoasterea pierderit actuariale aferente plamului de Datoria privind impozītul amanat aferent rezervei din Surplus din reevaluarea imobilizarilor corposaral e reevaluare beneficii		- -				(3.318)	(3.318)		(3.318)
Total alte elemente ale rezultatului global						(3.318)	(3.318)
Total rezultat global al perioadei						255.676	255.676		255.676 (3.318)
Transferul rezervelor din reevaluare in rezultatul reportat Mijloace fixe obtinute din surse publice Rezerva legala		-	Q Q23	(54.597)		(16.953) 54.597
Ajustarea la inflatie a cap.social utilizata ptr. acoperirea Interese minoritare provenind din scaderea participatiei pierderii rezultate din aplicarea IAS 29		P
in SMART SA Alte elemente		-				743 6.161	રા રા 743	(6.161)	743
Tranzactii cu actionarii recunoscute direct in Total alte modficiari capitalurile proprii			16.953	(54.597)		44.548	6.004	(6.161)	743
Subventii aferente imobilizarilor de natura patrimoniului public Dividende distribuite		ﮯ -			1.259	(194.268)	1.259 (194.268)		1,259 (194,268)
Total contributii de la si distribuiri catre actionari Sold la 31 Decembrie 2016	733.031	49.843	116.552	458.184	1,259 57.627	1.714.462 (194.268)	3.129.699 (194.268)	5.484	(194.268) 3.135.183
Situatiile financiare consolidate atasate au fost aprobate la data de 21 marte 2016 si semnate in numele acesteia de cate:
The County . Directorat, Ion - Toni Presedinte	Constantin Membru	JA A rat			Octaviah LOGAN Membyu Qiroctora		MØ Mircea - Toma Membry	RAN
Economida si Strategie Financiara Collight Cristina STOIAN Director Directia		Notele atasate constituie parte		Manager Departament Contabilitate Veronica CRISU integranta	acestor situatii financiare consolidate.		0 21-	201 3-

୧

Notele atasate constituie parte integranta a acestor situatii financiare consolidate.

<-- PDF CHUNK SEPARATOR -->

STUATIA CONSOLIDATA A MODIFICARILOR CAPTALURILOR PROPRII PENTRU EXERCITIUL FINANCIAR INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2016 (Toate sumele sunt exprimate in mii LEI, daca nu este indicat altfel) CN TRANSELECTRICA SA

	Capital Social	de emislune Prima	Rezerve Legale	Rezerve din reevaluare	Alte rezerve	Rezultatul reportat	grupului proprietarilor Atribuibil	Interesc minoritare	Total
Sold la 1 Ianualre 2015	733.031	49.843	78.616	501.477	23.712	1.448.646	2.835.325	5.210	2.840.535
Recunoasterea pierderii actuariale aferente planului de Alte elemente ale rezultatului global din care Rezultatul global al periodei Profitul exercitiului						346.105	346.105		346.105
Datoria privind impozitul amanat aferent rezervei din Surplus din reevaluarea imobilizarilor corposaral e beneficii				86 રહેર		(11.965)	કર્સ રહેર (11.965)		86.595 (11.965)
recvaluare				(16,661)			(16.661)		(16.661)
Total alte clemente ale rezultatului global Total rezultat global al perioadci				69.934 69.934		(11.965)	57.969		57.969
Rezerva legala			20.983			334-140 (20.983)	404.074		404.074
Transferul rezervelor din reevaluare in rezultatul reportat Ajustarea la inflatie a cap.social utilizata ptr. acoperirea Miiloace fixe obtinute din surse publice				(49.944)	32.656	40 gdd	32.656		32.656
Interese minoritare provenind din scaderea participatiei pierderii rezultate din aplicarea IAS 29
Total alte modficiari in SMART SA				(8.686)		2.251	(6.435)	6.435
Tranzactii cu actionarii recunoscute direct in capitalurile propril			20.983	(58.630)	32.656	31.211	26.221	6.435	32.656
Dividende distribuite						(205.491)	205.491)		(205.491)
Total contributii de la si distribuiri catre actionari Sold la 31 Decembrie 2015	733.031	49.843 -	09:500	512.781	56.368	(205.491) 1.608.506	(205.491		(205.491)
							3.060.128	11.645	3.071.773
Situatiile financiare consolidate atasate au fost aprobate de catre conducere la data de 21 martie 2016 si semnate in numele acesteia de cate:

-03

Notele atasate constituie parte integranta a acestor situatii financiare consolidate.

CN TRANSELECTRICA SA SITUATIA CONSOLIDATA A FLUXURILOR DE TREZORERIE PENTRU EXERCITIUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2016

(Toate sumele sunt exprimate in mii LEI, daca nu este indicat altfel)

Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare	2016	2015

Profitul exercitiului	258.994	346.105
Ajustari pentru:
Cheltuiala cu impozitul pe profit	62.878	70.799
Cheltuiala cu amortizarea	331.433	327.336
Cheltuieli cu pierderi de valoare privind creantele comerciale si alte
creante	32.739	33.616
Venituri din reversarea pierderilor de valoare privind creantele
comerciale si alte creante	(11,324)
Pierderea din vanzarea de imobilizari corporale, net		(26.650)
Cheltuieli nete cu ajustarile pentru deprecierea stocurilor	273	1.119
Ajustari de valoare prvind imobilizarile corporale	411	2.338
Ajustari de valoare pentru provizioane	18.805	22.467
Cheltuieli cu dobanzile, veniturile din dobanzi si venituri nerealizate	19.100	15.264
din diferente de curs valutar
	19.844	19.057
	733.152	811.451

Modificari in:
Creante comerciale si alte creante	(156.359)	327.728
Stocuri	308	ਤੋਂ ਤੋਂ ਵ
Datorii comerciale si alte datorii	51.861
Alte impozite si obligatii pentru asigurari sociale	3.597	(187.776)
Venituri in avans	(29.640)	(1.682) (57.801)
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare	602.919
		892.265
Dobanzi platite	(25.390)
Impozit pe profit platit	(66.538)	(31.011)
		(56.863)
Numerar net din activitatea de exploatare	510.992	804.391

Fluxuri de trezorerie utilizate in activitatea de investitii
Achizitii de imobilizari corporale si necorporale	(142.730)	(243.910)
Alte active financiare	(65.005)	78.715
Dividende incasate	1.219	1.905
Dobanzi incasate	5.880	11.729

Numerar net utilizat in activitatea de investitii	(200.636)	(151.561)
Fluxuri de trezorerie utilizate în activitatea de finantare
Rambursari ale imprumuturilor pe termen lung
Rambursari ale imprumuturilor pe teren scurt	(162.486)	(196.387)
Dividende platite	4.133	7.061
	(194.342)	(205.307)
Numerar net utilizat in activitatea de finantare
	(352.695)	(394,633)

Notele atasate constituie parte integranta a acestor situatii financiare consolidate.

CN TRANSELECTRICA SA SITUATIA CONSOLIDATA A FLUXURILOR DE TREZORERIE PENTRU EXERCITIUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2016 (Toate sumele sunt exprimate in mii LEI, daca nu este indicat altfel)

	2016	2015
(Scaderea) / Cresterea neta a numerarului si echivalentelor de numerar	(42.340)	258 196
Numerar si echivalente de numerar la 1 ianuarie (vezi Nota 9)	1.002.829	744.633
Numerar si echivalente de numerar la sfarsitul exercitiului (vezi Nota 9)	960,489	1.002.829

Situatiile financiare consolidate atasate au fost aprobate de catre conducere la data de 21 martie 2016 si semnate in numele acesteia de catre:

Directorat, (Grisport onstantin VABUVA Ion - Toni TEAU Presedinte Director Transclectrica DIRECTORAT Cristina STOIAN Director Director Economica si Strategie Financiara

Octavian LOHAN Membru Brectorat ਾ

Mircea » Toma MODRAN Membru Directorat 1.0320

Veronica CRISU Manager Departament Contabilitate

Notele atasate constituie parte integranta a acestor situatii financiare consolidate.

DESCRIEREA ACTIVITATII SI INFORMATII GENERALE 1.

Principala activitate a CNTEE Transelectica SA ("Compania") ") si a filialelor sale (denumite impreuna cu Compania, "Grup") consta in: prestarea serviciului de transport al energiei electrice si al serviciului de sistem, operator al pietei de echilibrare, administrator al schemei de sprijin de tip bonus, alte activitati conexe. Aceste activitati se desfasoara in conformitate cu prevederile licentei de functionare nr.161/2000 emisa de ANRE, actualizata prin Decizia ANRE nr. 270/04.02.2015, a Conditiilor generale licentei aprobate prin Ordinul ANRE nr. 104/2014 si a certificarii finale a Companiei ca operator de transport şi sistemului Electronergetic Naţional conform modelului de separare a proprietäții ("ownership unbundling").

Adresa sediului social este: Bdul General Gheorghe Magheru nr. 33, Bucuresti, sectorul 1. In prezent, activitatea executivului Companiei se desfasoara in cadrul punctului de lucru din Strada Olteni nr. 2 - 4 sector 3, Bucuresti.

Situatiile financiare consolidate la 31 decembrie 2016 ale Grupuluitate cu Standardele Internationale de Raportare Financiara adoptate de catre Uniunea Europeana sunt disponibile la punctul de lucru al Companiei situat in Strada Olteni nr. 2 - 4 sector 3, Bucuresti.

Incepard cu luna august 2006, actiunile Companiei sunt tranzactionate pe Bursa de Valori Bucuresti sub simbolul TEL.

In conformitate cu Hotararea Adunarii Generale Extraordinara a Actionarilor din data de 18 iulie 2012, Compania a trecut de la sistemul de administrare unitar la sistemul de administrare dualist pentru a realiza separarea clara a activitatii de management de activitatea de control. Astfel, Compania este administrata de un Directorat, sub supravegherea unui Consiliu de Supraveghere.

Infiintarea Companiei

In conformitate cu Hotararea Guvernului ("HG") nr. 627 privind reorganizarea Companiei Nationale - SA ("Entitatea predecesoare"), emisa in data de 31 iulie 2000 de catre Guvernul Romaniei, accasta a fost divizata in patru entitati nou create ("Entitatile succesoare"). Actionarul unic al Entitatilor successoare a fost Statul Roman, prin internediul Ministerului Economiei ("ME'). In urma acestei reorganizari, a fost infiintata CNTEE Transelectrica SA, ca societate pe actiuni si cu principal obiect de activitate transportul, dispecerizarea si administrarea pietei de energie electrica.

Dupa cum este prezentat in Nota 11, la 31 decembrie 2015 , actionarii Companiei sunt: Statul Roman prin Ministerul Economiei, Cometțului și Turișmului care detine un numar de 43.020.309 actiuni (58,688%), alti actionari persoane juridice cu 25.797.725 actuni (35,19%) si alti actionari persoane fizice cu 4.485.108 actiuni (6,12%).

În baza prevederilor OUG nr. 86/17.12.2014 "privind stabilirea unor măsuri de nivelul administraţiei publice centrale și pentru modificarea unor acte normațive" Ministerul Economiei, Comerphui și Turismului, exercita, incepand cu data de 17 decembrile şi îndeplineste obligaţiilor ce decurg din calitatea de acționar al statului la Compania de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" - S.A.

HG nr. 47/2013 privind organizarea Ministerului Economici a fost modificata si completata in mod corespunzator prin HG nr. 41/2015.

La data de 20.02.2015, Depozitarul SA a inregistrat transferul unui numar de 43.020.309 actiuni freprezentand 58,68% din capitalul social) emise de CNTEE Transelectica SA, din contul Statului Roman reprezentat de Guvern prin Secretariatul General la Guvernului in contul Statului roman prin Ministerul Economiei, Comertului, ca urmare a punerii in aplicare a prevederilor OUG nr. 86/2014.

In baza prevedenilor ar. 2 din OUG nr. 55/19 noiembrie 2015 privind stabilirea unor măsuri de reorganizare la nively! administrației publice centru modificarea unor acte nomative, a fost înființat Ministerul Economiei, Comerțului și Relațiilor cu Mediul de Afacei, prin reorganizarea activităților Ministerului Economiei, Comerțului și Turismului, care s-a desființat, și prin preluarea activității și a structurilor în domeniul întreprinderilor mici şi mijlocii şi mediului de afaceri de la Ministerul Energiei, Întreprinderilor Mici şi Mediului de Afaceri.

Misiunea Grupului

Misiunea Grupului este asigurantei si securitatii in functionare a Sistemului Energetic National (SEN), cu respectarea normelor si performante de reglementarile tehnice in vigoare si prestarea unui serviciu public pentru toti utilizatorii retelelor electrice de transparenta, nedisciminare si edisciminare si echidistanta pentru toti participantii la piata,

Alte înformatii legate de activitatea Grupului

CNTEE Transelectrica SA a devenit membru al Uniunii pentru Coordonarea Transportului de Electricitate ("UCTE") in octombrie 2004, iar din luna noiembrie 2004, a devenit membru al Operatorilor Sistemului de Transport European ("OSTE"). Incepand din iulie 2009, a fost creata ENTSO-E prin unificarea UCTE, OSTE si a altor patru Asociatii de Operatori de Transport si Sistem din Europa (OTS) a fost deplin integrata in Reteaua Europeana a Operatorilor de Sisteme de Transport de Energie Electrica ( "REOST-E"), reunind 42 OTS-uri din 35 de tari. Activitatea ENTSO-E este regiementata prin legislatia europeana in vigoare (Regulamentul 714/2009).

CNTEE Transelectrica SA este membra afiliata la urmatoarele organisme internationale:

ENTSO- E Reteaua Europeana a Operatorilor de Transport si Sistem pentru Energia Electrica;
CIGRE -- Consiliul International al marilor retele electrice de inalta tensiune;
A Oronal - Oczital International II International Internationalis de Tensiune;

Grupul raspunde de functionarea sigura, fiabila si eficienta a SEN, indeplinind prevederile Directivei UE 54/2003, at. ்

Compania are rating de credit monitorizat de rating Moody's Investors Service. Ratingul se refera la profilul general de credit al Transelectrica, neexistand instrumente de Companie cotate separat. Ratingul de credit actual este Ba1 perspectiva stabila. In cursul anului 2016 ratingul a fost imbunatatit cu o treapta, ratingul anterior fiind Ba2

Mediul legislativ

Activitatea in sectorul energetic este reglementata de Reglementare in Domeniul Energiei ("ANRE"), institutie publica autonoma, care are ca obiect de activitate: elaborarea, aprobarea si monitorizarea aplicarii ansamblului de reglementari obligatorii la nivel nationalii sectorului si pietei energiei electrice, termice si gazelor naturale in conditii de eficienta, concurenta, transparenta si protectie a consumatorilor.

ANRE are ca principale atributii si competente in sectorul energiei termice produse in cogenerare, urmatoarele: acorda, suspenda sau retrage autorizatiile si licentele, elaboreaza si aproba metodologiile de calcul al tarifelor si preturilor reglementate, aproba tarife si preturi reglementate, stabileste contractele-cadru, aproba reglementari tennice si comerciale etc.

ANRE stabileste tarifele pentru servicial de transport al enerviciile de sistem. Prin urmace, decizile luate de catre ANRE pot avea efecte semnificative asupra activitatii Companiei.

Activitatea operationala a Companiei se desfasoara in baza licentei nr. 161/2000 pentru transportul energiei electice si fumizarea serviciului de sistem emisa de ANRE, valabila pana in 2025, actualizata prin Decizia ANRE nr. 270/04/02.2015 si a Conditiilor generale asociate licentei aprobate prin Ordinul ANRE nr. 104/2014, cu modificarile si completarile ulterioare.

Avand in vedere faptul ca activitatea si veniturile Grupul sunt reglementate de ANRE, cele mai importante risouri legate de acest aspect sunt urmatoarele:

cadrul de reglementare este relativ recent si este supus permanent schimbarilor, ceea ce poate afecta performantele Companiei;
deciziile ANRE cu privire la adoptarea tarifelor viitoare pot afecta activitatile Companiei.
· riscul de volum, respectiv scaderea cantitatii de energie tarifabila ce poate afecta negativ situatia financiara a Companiei. Incepand cu anul 2017, conform deciziei ANRE, se va efectua simularea aplicarii tarifelor de tip binom, prin introducerea unui tarif de rezervare a capacitatii retelei (componenta tarifara - fixa - pentru putere) complementar tarifului pe energia vehiculata in retea (componenta tarifara - variabila - pentru energie). Implementarea tarifelor de tip binom are ca scop reflectarea mai buna a costurilor utilizarii retelei electrice de transport (prin aplicarea componentei tarifare fixe), optimizarea investitiilor in reteaua electrica de transport si protejarea veniturilor operatorului retelei de transport prin stabilitatea oferita de componenta tarifara fixa

Certificarea finală a Transelectrica în calitate de OTS al SEN, conform modelului de separare a proprietății

În conformitate cu prevederile Legii energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificarile si completarie ulterioare, Autoritatea Naționala de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) a aprobat, prin Ordinul nr. 164/07.12.2015 certificarea Companiei ca operator de transport şi sistem al Sistemului Electroenergede Waţiorn modelului de separare a proprietății ("ownership unbundling").

Modelul de separare a dreptului de proprietate a devenit disponibil pentru Companie in temeiul Legii nr. 123/2012 a energiei electrice si a gazelor naturale care transpune Directiva 2009/72/CE.

Ordinul ANRE nr. 164/07.12.2015 însoțit de Avizul Comisiei Europene cu numărul C (2015) 7053 final/12.10.2015, ca parte integranta a Ordicului, a fost publicat în 908/08.12.2015 sî împreună cu Referatul de aprobare al acestuia se comunica de catre ANRE Comisiei Europene,

Prin acest ordin se pun în aplicare prevederile Uniunii Europene și a celei naționale cu privire la certificarea operatorului de transport și de sistem.

Notificarea privind certificarea a fost transmisa Uniunii Europene, care a publicat-o in Jurnalul UE în data de 08.01.2016, în conformitate cu Art.10 alin. (2) din Directiva 2009/72/CE.

Tariful pentru serviciul de transport al energiei electrice si serviciul de sistem

Activitatea de transport al energiei electrice este o activitate de interes general in comeniul energiei electrice, autorizata si monitorizata de o autoritate publica (serviciu public), cu caracter de monopol natural. Tariféle practicate de Companie pentru serviciile de transport si de sistem sunt stabilite si aprobate de ANRE (a se vedea Nota 19).

Baza activelor regiementate ("BAR")

Determinarea tarifilui de transport are la baza, printe altele, baza activelor reglementate include valoarea neta a activelor corporale corespunzatoare patrimoniului privat al Companiei si valoarea neta a activelor apartinand domeniului finantate integral din surse proprii, recunoscute de ANRE si utilizate in prestarea serviciului de transport al energiei electrice.

Activele rezultate în urma unor investitii realizate suplimentar de reglementare, datorita unor conditii exceptionale fata de programul de investitii aprobat initial la inceputul perioadei de reglementare, se introduc in BAR în perioada respectiva de reglementare daca în cadul perioadei de reglementare a fost înregistrata o economie valorica si numai in limita acesteia, sau vor fi incluse in BAR la inceputul urmatoarei perioade de reglementare, la valoarea ramasa de amortizat, daca nu a fost realizata o economie valorica.

Perioada de reglementare curenta are o durata de cinci ani (01 iulie 2019), fiind compusa din cinci ani tarifari (anul tarifer începe la 01 iulie si are o durata de 12 luni). Astfel, în anul 2016 a avut loc trecerea de la al doilea an tarifar la al treilea an tarifar din cadei de reglementare curente (la 30 iunie 2016 s-a inchis al doilea an tarifar, la 01 iulie 2016 a debutat al treilea an tarifar).

In anii 2016 si 2015, rata reglementata activelor pentru activitatea de transport al energici electrice a fost de 7,7%, valoare stabilita de ANRE pentru perioada de reglementare curenta.

Includerea Transelectrica in indicți burșieri locali și înternaționali

Incepand cu data de 29.08.2006 activnile emise de Transectionate pe piata reglementata, administrata de BVB, la categoria I, sub simbolul TEL. Actiunile Transelectrica fac parte din indicele BET [indice care reflecta evolutia celor mai tranzactionate 10 companii de pe Piata Reglementata a BVB, exclusiv societatile de investitii financiare (SIF-uri)] cu o pondere de 4,11% la data de 31 decembrie 2015: 3,66%), avand o capitalizare bursiera de 2.140.451.746 la 31 decembrie 2016 (31 decembrie 2015: 2. 136.786.589).

Transelectrica este inclusă de asemenea în indicii bursieri locali BET-XT, BET-XT-TR, BET-TR, BET-BK, ROTX precum și în indicii internaționali Dowlones Wilsbire Global Indexes (Dow Jores Wilshire Global Total Market Index SM; Dow Jones Wilshire România Index SM; Dow Jones Wilshire Electricity Index SM). Incepand cu data de 5 ianuarie 2015, Compania este incadrata in categoria Premium a pietei regiementate administrate de BVB.

Veniturile Grupului

Principalele activitati generatoare de venituri pentru Grup sunt reprezentate de prestarea urmatoarelor servicii:

Serviciul de transport al energiei electrice; - Servicii de sistem (serviciul de conducere tehnica operat
Operator al pietei de echilibare.

Serviciul de transport al energiei electrice

Serviciul de transport consta in asigurarea transmiterii, in conditii de eficienta si siguranta, a energiei electrice intre doua sau mai multe puncte ale retelei electrice de transport ("RET"), cu respectarea standardelor de performanta in vigoare.

Grupul asigura accesul nediscriminatoriu si reglementat tuturor participantilor la piata de energie electrica. Activitates de transport se deruleaza prin internediul a opt sucursale cu sediul in: Bucuresti, Braiova, Constanta, Pitesti, Sibiu si Timispara.

Activitatea de transport al energiei electrice desfasurata in asigurarea conditiilor tehnice si in mentinerea parametrilor RET in momentul introducerii/preluarii energiei in/din RET.

Servicii de sistem

Grupul are saccina de a mentine iunctionarea sistemului energetic national in conditii de siguranta si cu respectarea standardelor de calitate prevazute in codul tehnic al reasport. In acest scop, Grupul utilizeaza resurse proprii de sistem functionale si achizitioneaza de la producatorii de electricitate servicii de sistem tehnologice.

Compania presteaza acest serviciu prin utilizarea sistemelor de conducere prin dispecer, in baza unui tarif reglementat si aprobat de ANRE, care se aplica aceleiasi baze - energia electrica livrata consumatorilor - si cuprinde:

tariful pentru servicii de sistem, din care:
- o tariful pentru servicii de sistem functionale.
· Serviciile de sistem tehnologice sunt achizitionate in baza unei proceduri reglementata de ANRE, de la procucatori, la cererea Companiei, pentru mentinerea nivelului de siguranta in fiunctionare al SEN presum si a calitatii energiei transportate la parametrii ceruti de legislatia in vigoare. Compania refactureaza valoare a serviciilor de sistem achizitionate de la producatori (cu exceptia componentei de energie activa pentru acoperirea pierderilor in RET) cate furnizorii de energie electrica licentiati de ANRE care beneficiaza in final de aceste servicii.

Serviciile de sistem functionale se refera la serviciite de Companie si constau in planificarea si conducerea operationala a SEN, prestate activitati prestate de Companie in scopul echilibracii in timp real a productiei cu consumul, in soopul satisfacerii consumului de energie in costuri minime si cu mentinerea nivelului de siguranta in functionare al SEN.

Operator al pietei de echilibrare

In conformitate cu prevederile Codului comercial al pietei angro de energie electrica, piata de echilibrare a fost introdusa si a inceput sa functioneze in Romania in iulie 2005. Scopul acestei pietei este de a asigura echilibrarea balantei productieconsum de energie electrica in timp real, utilizand resurse oferite intr-un sistem concurential.

CNTEE Transelectrica SA este operator al pietei de echilibrare care, pe baza procedurilor si reglementarilor aprobate de ANRE, trebuie sa aprobe toti participantii la piata de echilibrare, sa verifice, sa proceseze toate ofertele si sa efectueze procedurile de decontare.

Cogenerare de inalta eficienta

Incepand cu 1 Aprilie 2011, Compania este administratorul schemei promovarea cogenerarii de inalta eficienta. Obiectivul acestei scheme de sprijin este producere a energiei electrice in cogenerare de inalta eficienta, avand avanajul producerii de emisii poluante reduse. Scopul este de a facilita accesul pe piata a sistemelor de producere in cogenerare de inalta prin acordarea unui bozus de cogenerare, in conditilie in care costurile de productie a energiei termice in centralele de cogenerate sunt superigare preturilor de piata ale celor doua forme de energie. Schema este destinata producatorilor de energie electrica si termital ce detin sau exploateaza comercial centrale de cogenerare de inalta effectuarii de fectuarii de inpestiţii boiin sisteme de cogenerare, precum si retehnologizarii centralelor existente.

Hotararea de Guvern nr. 1215/2009 stabileste cadul legal, in conformitatie Uniunii Europene, necesar implementarii schemei de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerarii de inalta eficienta, pe baza cererii de energie termica utila, in vederea acoperirii diftre costul producerii energiei in cogenerare de inalta eficienta si pretul de vanzare al acesteia. ANRE a aprobat valorilor de referinta, pe megawatt ora de energie electrica produsa si livrata în retea din centrale de înalta eficienta. Beneficiarii schemei sunt producatori care indeplinesc anumite criterii stabilite de catre ANRE.

In conformitate cu prevederile art. 14 din Hotararea de Guvern nr. 1215/2009, Compania este desemnata ca filind responsabila de administrarea schemei de sprijin. Principalele atributii care ii revin Companiei in calitate de administrator al schemei de sprijin, sunt reprezentate de colectarea contributiei de la fumizorilor de energie electrica inirun cont bancar distinct de activitatea de baza si de plata bonusului de energie electrica si termica in cogenerare de inalta eficienta; incheierea de contracte contributiei si cu producatorii care vor fi beneficiarii schemei; verificarea valorii contributiei colecturilor care fumizori; returnarea contributiei pentru cogenerarea de inalizorilor care introduc in Romania energie electrica produsa in cogenerare de inalta eficienta in alte state membre ale Uniuni Europene, monitorizarea si raportarea care ANRE a modului de aministrare a schemei de sprijin; plata bonusului catre producatorii de energie care beneficiaza de schema; plata penalitatilor de intarziere catre producatori pentru neplata bonusului in termenul scadent.

Compania actioneaza ca agent al statului in colectarea lunara a contributiei pentru cogenerare si plata lunara a bonusului si in aceste conditii, operatiunile aferente de sprijin nu influenteaza conturile de venituri si cheltuieli, cu exceptia cheltuielilor proprii de administrare recunoscute de ANRE pentru de sprijin si care se autofactureaza,

În data de 08.12.2016, prin Hotărâta Guvernului nr. 925, s-au adoptat modificarea și completarea HG nr.1215/2009 privind stabilirea criteriilor necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea cogenerarii de înaltă eficietţă pe baza cererii de etică utilă. Principalele modificări fac referire la umatoarele aspecte:

pentru primirea bonusului, producătorii să nu înregistreze datorii față de administratorul schemei de sprijin sau să aibă încheiate convenţii de compensare a datoriilor şi creanţelor;
supracompensarea se recuperează conform legislației naționale și a Uniunii Europene în domeniul ajutorului de stat;
supracompensarealitat neachitat de către producători, pentru care s-au întreprins toate demersurile legale, se va recupera prin includerea sumei în contru cogenerare, conform metodologiei emise de către ANRE: - deciziile ANRE referitoare la cuantumul supracompensarii sunt obligatorii pentru producători și se pun în aplicare în vederea recuperarii prin emiterea unei decizii de către administratorul schemei în conformitate cu

legislația în domeniul ajutorului de stat;

închiderea financiară a schemei de sprijin se face în primul semestur al anului de reglementare elaborat de ANRE

Mecanismul de cuplare prin preţ a pieţelor de energie electrica

In data de 19 noiembrie 2014, Proiectul "AM Market Coupling" care prevede unirea pietelor de energie electrica PZU (Piata Zilei Urmatoare) din Romania, Ungaria, Cebia si Slovacia a intrat in faza de operare.

Din punct de vedere al cadrului de regienentare intern, rolurile și responsabilitățile operatorilor implicați Companiei și SC OPCOM SA, cat și operațiuniie ce se realizează în cadrul cuplarii piețelor sunt prevăzute în Regulamentul de organizare și functionare a pieței pentru ziua urmatoare de energie electrica cu respectarea mecanismului de cuplare prin pret a piețelor și modificarea unor acte normative care reglementează piața pentru ziua următoare de energie electrica, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 82/2014 (Regulament).

Modelul țintă pentru piața pentru ziva următoare, bazat pe principiul de cuplare a regiunilor prin preț (PCR - Price Coupling of Regions) utilizează un algoritm unic de corelare a ofertelor și de stabilire a prețului.

In situatia în care cuplarea nu este posibila in cadul pietei 4M MC, OTS-urile din Romania, Ungaria, Cehia si Slovacia aplica procedurile de fallback, prin care se aloca capacitatea transfrontaliera

Art. 138 cin Regulament prevede că în procesul de posteuplare. Operatorii de transport si de sistem (OTS) au rol de agenți de transfer ai energiei electrice din algoriunul de cuplare ca fiind transferată intre doua zone de ofertare adiacente.

In cadul mecanismului de cuplare prin pret a pietelor pentru ziua umatoare, bursele de energie coreleaza, pe baza de licitatii, tranzactiile cu energie electrica pentru ziua unmatoare, in finctie de intercoreziune pusa la dispozitie de OTS prin care se realizeaza alocarea implicita a acesteia.

CNTEE Transelectrica SA, in calitate de OTS, transfera energia electrica, atat fizic, cat si comercial, catre OTS vecin (MAVIR-Ungaria) si administreza veniturile din congestii pe interconexiunea respectiva (art. 139 din Ordinul ANRE nr. 82/2014), iar in relatie cu SC OPCOM SA are calitatea de Participant Implicit la Piata Zilei Urmatoare,

In calitate de Agent de Transfer si de Participant Implicit, Compania are sarcina comerciala de a deconta energia tranzactionata intre SC OPCOM SA si MAVIR.

Astfel, in cadrul mecanismului de cuplare prin pret a pietelor regionale, Compania:

indeplineste rolul de participant implicit pe PZU si are calitatea de agent de transfer;
pune la dispozitie capacitatea de interea fizica a energiei electrice tranzactionata pe PZU, respectiv trecerea energiei de la o zona de ofectare la alta prin interconexiune, find fimitata de capacitatea disponibila de transfer a acestora.

Veniturile inregistrate din congestii sunar intre operatorii de transport si de sistem, iar diferentele de curs valutar se retin sau se asigura, dupa caz, de catre OTS.

La nivelul Companiei s-a aprobat ca tranzactiile aferente mecanismului de cuplare prin pret a pietelor regionale sa nu influenteze costurile de venituri si cheltuieli, cu excepta veniturilor din managementul congestillor pe linifle de interconexiune, a veniturilor cu diferentele de curs valutar si a cheltuielilor cu comisioanele bancare rezultate din decontarea tranzactiilor realizate de Companie in calitate de agent de transfer.

2. BAZELE INTOCMIRIL

(a) Declaratie de conformitate

Aceste situatii financiare consolidate ("situati financiare") au fost intocraitate cu Ordinul Ministrului Finantelor Publice nr. 2844/2016 pentru aprobatea Reglementarilor conforme cu Standardele Internationale de Raportare Financiara ("OMFP nr. 2844/2016"). In acceptiunea Ordinului nr. 2844/2016. Standardele de Raportare Financiara reprezinta standarde adoptate potrivit procedurii prevazute de Regulamentul Comisiei Europene nr. 1.606/2002 al Parlamentului European si al Consiliului din 19 iulie 2002 privind aplicarea standardelor înternationale de contabilitate ("IFRS UE").

Grupul aplica Standardele Internationale de Raportare de cate Uniunea Europeana la intocmirea situatiilor financiare separate ale anului 2016 in conformitate cu OMF nr. 881/2012 cu modificarile si completarile ulterioare,

(b) Bazele evaluarii

Situatiile financiare consolidate sunt intoric, cu exceptia imobilizarilor corporale, altele decat imobilizacile corporale in curs, ce sunt evaluata, in timp ce datoriile aferente azanjamentelor de plata pe baza de actiuni cu decontare în numerar sunt evaluate la valoarea justa.

(c) Moneda functionala si de prezentare

Situatiile financiare sunt prezentate in LEI Romanesti ("LEI" sau "RON") conform reglementarilor contabile, aceasta fiind si moneda functionala a Grupului,

(d) Utilizarea de estimari si judecati

Pregatirea situatiilor financiare consolitate in conformitate cu IFRS UE presupune din partea unor rationamente profesionale, estimari si ipoteze ce afecteaza politicilor contabile, presum si valoarea recunoscuta a activelor, datoriilor si cheltuielilor, ipoteze privind valoarea justa (a se vedea Nota 4), privind provizioanele si coningente (a se vedea Nota 23), privind recunoasterea fondurilor nerambursabile de primit (a se vedea Nota 11), privind provizioanele pentru pierderi de valoare ale creantelor (a se vedea Nota 8)), privind obligatiile aferente tranzaciilor cu plata pe baza de actiuni cu decontare in numerar (Nota 24) si privind obligatiile aferente planurilor de beneficii determinate (Nota 13).

Rezultatele efective pot fi diferite de valorile estimarile si ipotezele sunt revizuite periodic. Revizuirle estimarilor contabile sunt recunoscute in care estimarile sunt revizuite cat si in perioade a vitigage afectate.

2. BAZELE INTOCMIRII (CONTINUARE)

Informatiile cu privire la ipotezele si estimarile care implicative sunt incuse in urmatoarele note:

· Nota 12 · estimarea conducerii Grupului cu privire la faptul ca exista o asigurare rezonabila ca vor fi indeplinite conditiile atasate fondurilor nerambursabile si ca fondurile vor fi primite;
· Nota 14 evaluarea obligatiilor aferente planurilor de beneficii determinate;
· Nota 24 recuncasterea si evaluarea provizioanentelor si contingentelor; ipoteze cheie privind probabilitatea si amploarea unei iesiri de resurse;
· Nota 25 evaluarea obligatiilor privind tranzactiile cu plata pe baza de actiuni cu decontare in numerar.

Informatii cu privire la rationamentele politicii contabile in ceea ce priveste acordurile de concesiune a serviciilor sunt prezentate in urmatoarele paragrafe.

Grupul (concesionar) a incheiat in 2004 un concessune cu Ministerul Economiei (concedent) potrivit carvia Compania are dreptul de a utiliza active de patrimoniu public ce includ reteaua electrica de transport a energiei electrice si terenurile pe care aceasta este amplasata, in scriiciului de transport a energiei electrice (Vezi Nota 3 (b)). A vand in vedere ca, majoritatea actiunilor Companiei sunt decinute de catre Stat, conducerea Companiei considera ca aceasta este o companie publica si de acea nu intra sub prevederile TFRIC 12 "Acorduri de concesiune a serviciilor". Avand in vedere ca nu exista alt standari international de raportare specific pentru acordurile de concesiune a serviciilor, Compania a considerat daca va aplica totusi IFRIC 12, pe baza ierathiei mentionate in SIC 8 "Politici contabile, modificari ale estimarilor si eroni", care prevede ca mai intai sa se alba in vedere prevederile altor IFRS-uri ce trateaza aspecte similare.

In analiza aplicarii IFRIC 12, Grupul a considerat daca urmatoarele caracteristici ale acordurilor de concessime a serviciilor de ip public-privat sunt aplicabile concesiune incheiat cu MB, la data la care IFRC 12 trebuie adoptat:

· Concedentul controleaza sau reglementezza tipul de servicii pe care concesionarul trebuie sa le presteze in cadrul infrastructurii, cui trebuie sa le presteze si la ce pret;
Concedentul controleaza prin dreptul de beneficiu sau in alt mod orice interes rezidual semnificativ in infrastructura la sfarsitul termenului acordului: 49 ani;
· Prevederile contractuale ar include aceleasi prevederi, daca acordul ar fi fost incheiat cu o companie privata.

Din analiza caracteristicilor acordurilor de concesiune a serviciilor de tip public-privat se constata umatoarele:

serviciile prestate de Grup sunt reglementate de ANRE, prin urmare Concedențul Ministerul de resort nu controleaza si nu reglementeaza tipul de servicii pe care Grupul trebuie sa le presteze;
· la sfarsitul perioadei contractuale, interesul rezidual in infrastructura este aproximativ zero, majoritatea bunurilor apartinand domeniului public al statului fiind complet amortizate:
in prezent nu exista contracte similare, Grupul avand pozitie transportul energiei electrice.

Grupul a concluzionat faptul ca o contactului de concesiune potrivit prevederilor IFRIC 12 nu va reflecta substanta economica a tranzactiei, decarece Grupul achita o taxa anuala sub forma de redeventa pentru utilizarea activelor mentionate în contractul de concesiune in valoare de i/1000 din venitul anual realizat din activitatea de transport al energiei electrice, calculata in functie de canitatea efectiv transportata, taxa ce este semnificativ mica decat amortizarea pe care Grupul ar fi inregistrat-o pentru activele respective daca contractul de concesiune no adde fost semnat. Drept urmare, IFRIC 12 nu este aplication politicile contabile asa cum sunt desprise just desprise 3 (a) si (b).

POLITICI CONTABILE 3

Politicile contabile detaliate mai jos au fost aplicate in mod consecvent pentru toate prezentate in aceste situatii financiare consolidate si au fost consecvent aplicate de entitatile Grupului, cu exceptia aspectelor prezentate in nota 3 litera (x) care prezinta modificarile in politicile contabile.

(a) Bazele consolidarii

(i) Filiale

Filialele sunt entitati controlate de catre Grupul detine controlul asupra unei entitati atunci cand este expus la, sau are dreptul la castiguri variabile ce rezulta din implicarea sa in entitate de a afecta aceste castigui prin puterea asupra entitati. Situatiile finalelor sunt incluse in situatiile financiare consolidate din momentul in care incepe exercitarea controlului si pana in momentul incetarii lui.

(il) Pierderea controlului

La pierderea controlului, Grupul derecunoaste activele si datoriile filialei, orice interese care mu controleaza si alte componente ale capitalurilor proprii atribuibile filiat rezultand din pierderea controlului este recunoscut in contul de profit si pierdere. Daca Grupul pastreaza orice interes in fosta filiala, atunci acest interes este evaluat la valoarea justa de la data in care pierdut. Ulterior acest interes este contabilizat prin metoda punerii in echivalenta sau drept un activ financiar disponibil pentru vanzare in functie de gradul de influenta pastrat.

(iii) Tranzactii eliminate la consolidare

Soldurile si tranzactiile in cadrul Grupului, precum si orice venituri nerealizate rezultate din tranzactii in cadrul Grupului sunt eliminate la intoccire consolidate. Profiturile nerealizate aferente tranzactiilor cu entitatile asociate contabilizate prin metoda punerii in echivalenta sunt eliminate in contrapartida in entitatea asociata in masura interesului Grupului in entitatile nerealizate sunt eliminate in acclasi fel ca si castigurile nerealizate, însa numai in masura în care nu exista îndîcii de depreciere a valorii.

(b) Imobilizari corporale

Active proprii

Imobilizarile corporale, cu excepta imobilizarilor corporale in curs de executie, sunt prezentate la valoare reevalusta, mai putin amortizarea cumulate din depreciere. Imobilizarile corporale in curs de executie sunt prezentate la cost, exceptand activele achizitionate inainte de 31 decembrie 2003 care includ ajustari datorate efectului hiperinflatiei, mai putin pierderile din depreciere. Costul activelor construite in regie proprie include costul materialelor, al salariilor directe, estimarea inîtiala, unde este cazul, a costurilor de dementelor si restaurarea amplasamentului, si o cota parte a cheltuielilor indirecte

Recunoastere

Imobilizarile corporale sunt evaluate initial la cost minuta si pierderile cumulate din depreciere,

Costul include cheltuielile direct atribuibile activului. Costul activelor construite de entitate include:

costul materialelor si cheltuielile directe cu personalul;
· alte costuri direct atribuibile aducerii activelor la locul si starea necesara utilizarii preconizate; si
· costurile indatorarii capitalizate.

Ajustari de valoare pentru imobilizate suu vzate sunt inregistrate in situatiile financiare consolidate, atunci cand aceste elemente sunt identificate.

Cheltuielile ulterioare

Grupul recunoaste in valoarea contabila a unui element de imobilizari corporale costul infocuirii unei parti a unui element de imobilizare daca la momentul in care costul are loc este probabila generarea catre Grup de beneficii economice filioare aferente elementului si costul elementului poate fi evaluat in mod credibil. Toate celelaite costuri sunt peunos contul de profit si pierdere atunci cand acestea au loc.

(b) Imobilizari corporale (continuare)

Amortizarea

Imobilizarile corporale sunt amortizate finiara, pe parcursul duratelor de viata ale acestora. Duratele de viata (in ani) utilizate pentru imobilizarile corporale, sunt urmatoarele:

	Durata normala de functionare (ani)
Cladiri și instalatii speciale	40 - 60
Utilaje si echipamente	15-40
Aparate de masura si control	7 - 12
Vehicule	5-8
Alte imobilizari corporale	3 - 5

Terenurile nu se amortizeaza. Atunci cane elementele unei imobilizari corporale au durate e acestea sunt inregistrate ca elemente scomponente majore) ale unui activ. Metodele de amortizare ale activelor, duratele de viata utile si valorile reziduale sunt revizuite la fiecare data de raportare si ajustate daca este cazul.

Reevaluarea

Grupul a optat pentru prezentarea incobile la valoarea reevaluata, cu exceptia avansurilor si imobilizacilor corporale in curs de executie ce sunt prezentate la cost istoric.

Reevaluarile se efectueaza de experti evaluatorii, cu suficienta regularitate astfel incat valoarea contabila sa nu difere in mod semnificativ de valoarea care poate fi determinata pe baza valorii juste la data raportarii.

(c) Patrimoniul public

In conformitate cu prevederile Legii 213/1998 retele de transport al energiei electrice sunt bunuri care alcatuiesc domeniul public al statului.

Hotarea de Guvern nr. 627/2000 stabileste in anexa nr. 8 inventarul bunurilor imobile care alcatuiese domeniul public al statului, preluate de cate Grup incepand cu 1 august 2000 si care se inventariaza de cate ori este cazul printr-un act fegislativ (HG).

Anterior semnarii contractului de concesiul urmator, patrimoniul public a fost tratat ca o contributie in natura a Statului roman prin reprezentantul Economici intrucat Grupul nu trebuia sa plateasca nici o taxa pentru utilizarea activelor;

In noiembrie 1998 a fost emisa Legea nr. 213/1998, care reglementului patrimoniului public. In aceasta lege se mentioneaza ca creptul de proprietate asupra patrine statului sau autoritatilor locale care pot inchiria sau concesiona bunurile ce sunt proprietate cu prevederile Legii nr. 213/1998 si Legii nr. 219/1998. ME a concesionat in numele statului catre Grup reteaua de transport (linii de inalta tensiune si statii electrice) si terenurile pe care aceasta este amplasata. Astfel, la data de 29 junie 2004, a fost incheiat contractul de concessune pr. 1 intre ME si Grup pentru toate imobilizarile corporale din patrimoniul public in sold la 31 decembrie 2003 pe o durata de 49 ani.

Urmare a semnarii contractului de concesiune cu Ministerul Economiei in numele Statului roman, in data de 29 iunie 2004, natura relatiei dintre acesta si Compania s-a modificat si prin urmare Compania a procedat la derecunoasterea activelor din patrimoniul public, inclusiv a rezervei patrimoniului public din cadul capitalurilor proprii. Ulterior incheierii contractului de concesiune Compania tratezza activele asupra carora are drept de utilizare ca si leasing operational. Platile aferente contractului de concesiune (recunoscute ca si cheltuieli in contul de profit si pierdere de catre Companie in timpul anului.

Contractul de concesiune nr. 1/2004 a fost publicat în Monitorul Oficial al României nr. 298 bis dir

(c) Patrimoniul public (continuare)

In cursul anilor 2005-2013, au fost incheiate sapte acte aditionale la concesiune. Ca urmare, activele din patrimoniul public obtinute dupa data de 29 iunie 2004 din taxa de dezvoltare au fost derecunoscute.

Avand in vedere prevederile Hotarii de Guvern nr. 1009/2012 si Hotaranii de Guvern nr. 984/2012 prin care a fost aprobata modificarea Anexei nr.7 la Hotarea de Guvern nr.1705/2006 pentru aprobarea inventarului centralizat al bunurilor din domeniul public al statului concesionate si ca urmare a inventarierii bunurilor ce apartin domeniului public al statului in anul 2012 si a recvaluarii acestor bunuri, la data 14.02.2013 a fost incheiat cu Ministerul Economiei actul aditional nr. 7 la Concesiune nr. 1/29.06.2004.

Prin Hotaracea de Guvern nr. 1032 din 11 decembrie 2013, publicata in Monitorul Oficial nr. 22 din 13 ianuarie 2014, a fost aprobata modificarea si completarea anexei nr. 7 la Hotararea Guvernului nr. 1705/2006 pentru aprobarea in ventarului centralizat al bunurilor din domeniul public al statului, urmare inventarierii bunurilor public al statului in anul 2012.

Principalii termeni ai contractului de concesiune sunt urmatorii:

· Ministerul Economiei are titlul de proprietate asupra activelor ce fac obiectul contractului;
· Grupul are dreptul de a utiliza aceste active pentru o perioada de 49 de ani, de la 1 iunie 2004 pana la 31 mai 2053;
Taxa anuala platita de Grup sub forma de redeventa pentru utilizarea acestor active este stabilita de ME si reprezinta 1/1000 din veniturile realizate din activitarea de transport al energiei electrice, pentru cantitatea efectiv transportata;
· Activele vor intra in posesia ME la terminarea sau expiractul poate fi denuntat unilateral de catre oricare dintre parti;
· Grupul are obligatia sa utilizeze activele in contractului de concesiune si cu licenta de functionare

Taxa platita de Grup conform contractului de concesiune pentru perioada 1 ianuarie - 31 decembrie 2013 este semnificaciv mai mica decat amortizarea pe care Grupul ar fi inregistrat-o pentru activele respective daca acest contract nu ar fi existat. Cu toate acestea, Grupul nu a inregistrat în financiare nici o suma referitoare la acest posibil beneficiu deparece nu poate estima care este suma platita pentru utilizarea acestor active de catre o terta parte intro tranzactie cu pret determinat objectiv.

Investitiile efectuate de Companie din surse proprii de finantare la activele contractului de concessune sunt capitalizate si se amortizeaza pe durata a activelor. Dupa recuperarea amortizarii investitei, acestea vor fi cuprinse in inventarul bunurilor din domeniul public al statului.

In cazul bunurilor reprezentand imobilizari finalizate, efectuate din surse proprii de finantare, acestea vor fi cuprinse in inventarul bunurilor din domeniul public al statului dupa recuperarea amortizarii investitiei, respectiv la expirarea duratei normale de utilizare, a contractului de concesiune sau de inchiriere, potrivit prevederilor legale in vigoare, in baza unui act normativ adoptat in acest sens

(d) Imobilizari necorporale

Imobilizarile necorporale achizitionate de Grup sunt prezentate la cost mai putin amortizarea cumulata si pierderile cumulate din deprecierea imobilizarilor necorporale. Amortizarea este recunoscuta in contul de profit si pierdere pe baza metodei liniare pe perioada de viata estimata a imobilizarilor necorporale. Majoritatea imobilizarilor necomporaie inregistrate de catre Grup este reprezentata de imobilizari necorporale in curs de executie si programe informatice dedicate. Acestea sunt amortizate liniar pe o perioada de 3 ani.

Metodele de amortizare ale activelor, duratele de viata utile si valorile la fiecare data de raportare si ajustate daca este cazul.

Chaltuiolito isterionro

Cheltuielile ulterioare sunt capitalizate numai daca este probabila generarea catre Grup de bemetic aferente cheltnielilor ulterioare.

(e) Tranzactii in valuta

Tranzactiile in valuta se exprima in LEI prin aplicarea cursului de la data tranzactiei. Activele si pasivele monetare exprimate in valuta la sfarsit de an sunt exprimate in LEI la cursul de la acea data. Castigurile si pierderile din diferentele de curs valizate, sunt inregistrate in contul de profit si pierdere al exercitiului financiar respectiv.

Ratele de schimb la 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 sunt dupa cum urmeaza:

Moneda	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
1 BOR	4.5411	4,5245
1 USD	4.3033	4.1477
100 JPY	3.6834	3,4453

Activele si datoriile nemonetare exprimate intr-o moneda straina sunt evaluate la valoarea justa, la cursul de schimb valutar de la data la care a fost efectuata tranzactia.

(f) Creante

Creantele comerciale sunt inregistrate initial la valoate folosind metoda dobanzii efective mai putin pierderile de valoare Pierderea de valoare este recunoscuta atunci cand exista o evidenta clara ca Grupul nu vor putea colecta creantele la termenul stabilit. Dificultative ale debitorului, probabilitatea ca acesta sa intre in faliment sau in reorganizare, intarzierile la plata (peste 180 de zile) sunt considerate indicii ca aceste creante pot necesita ajustari de valoare.

O pierdere de valoare aferenta unui activ este diferenta dintre valoarea prezenta a fluxurilor de trezorerie viltoare preconizate actualizate utilizand rata de dobanda efectiva initiala a activului. Valoarea contabila este redusa prin folosirea unui cont de valoare, iar pierderea este inregistrata in contul de profit si pierdere in cadnil pozitiei "Alte cheltuieli din exploatare".

Stocurile sunt alcatuite din:

materii prime, materiale, piese de schimb ce nu indeplinarilor corporale si alte materiale consumabile ce urmeaza a fi folosite in cadrul desfasurarii activitatii de baza a Companiei;
stocuri de securitate si interventierii rapide a defectivalor aparute la instalatile RET in seopul asigurarii functionarii in conditii de siguranta a SEN. Aceste materiale sunt inregistrate ca stocuri in momentul achizitiei si sunt trecute pe cheltuieli in momentul consumului sau sunt capitalizate, dupa caz.

Stocurile sunt evaluate la cea mai mica cost si valcarea realizabila neta. Costul stocurilor consumate este determinat pe baza metodei FIFO si include cu achizitia. Valoarea realizabila neta este pretul de varzare estimat in cursul normal al activitatii minus costurile estimate pentru finalizare, daca este cazul, si cheluielile coazionate de vanzare.

Politica Grupului este de a inregistra o pierdere de 100% pentru stourile curente mai vechi de 365 de zile si care nu vor mai fi folosite in viitor.

(g) Numerar si echivalente de numerar

(h) Rezervele din reevaluare

Dupa recunoasterea ca activ, un element de imobilizari corporale a carui valoare justa poate fi evaluata in mod fiabil este contabilizat la o valoare reevaluata, aceasta fiinta la data reevaluarii mai putin orice amortizace acumulata ulterior si orice pierderi acumulate din depreciere. Reevaluarile se fac cu suficienta regularitate pentra ca valoarea contabila nu difera scrinii de ceaa ce s-ar fi determinat prin utilizarea valorii juste la data bilarialui.

(h) Rezervele din reevaluare (continuare)

Daca valoarea contabila a unui activ este majorata ca unei reevaluari, aceasta majorare este inregistrata direct in capitalurile proprii in revaluare. Cu toate acestea, majorarea este recunoscuta in contul de profit sau pierdere in masura in care aceasta compenseaza o descrestere din recunoscut anterior in contul de profit sau pierdere.

Daca valoarea contabila a unei imobilizari corporale este diminuata ca urmare a unei reevaluari, aceasta diminuare este recunoscuta in contul de profit sau pierdere. Cu toate acestea, diminuarea se efectueaza pero relor din reevaluare, in masura in care exista sold creditor in surplusul din reevaluare pentru acea inobilizare corporala.

Rezerva din reevaluare inclusa in capitalurile proprii aferenta unui element de imobilizari corporale este transferata direct in rezultatul reportat pe masura amortizarii corporale reevaluate si atunci cand activu) este derecunoscut.

Incepand cu data de 1 mai 2009, rezervele din reevaluarea imobilizarilor corporale, inclusiv a terenurilor, efectuata dupa data de 1 ianuarie 2004, care sunt dediculul profitului impozabil prin intermediul amortizarii fiscale sau al cheltuielilor privind activele cedate, se impoziteaza concomitent cu deducerea amortizacii fiscale, respectiv la momentul scaderii din gestiune a acestor mijloace fixe, dupa caz.

Grupul a inregistratimpozit amanat pentru datoria privind rezervele din reevaluarea mijloacelor fixe, inclusiv a terenurilor, efectuata dupa data de 1 ianuarie 2004.

Rezervele din reevaluarea imobilizarilor, corporale, inclusiv a terenurilor, efectuata pana la data de 31 decembrie 2003, precum si portiunea reevaluarii efectuata dupa data de 1 ianuarie 2004 si aferenta perioadei de pana la 30 aprilie 2009 nu vor fi impozitate in momentul transferului in rezultatul reportat.

Grupul nu a inregistrat impozit amanat pentru datoria privind rezervele din reevaluarea mijloacelor fixe, inclusiv a terenurilor, efectuata pana la data de 31 decembrie 2003.

Rezervele din reevaluarea imobilizarilor corporale in viitor, in situatia modificarii destinatiei rezervelor sub orice forma, in cazul lichidarii, fuzunii Grupul, inclusivea acesteia pentru acoperirea pierderilor contabile, cu exceptia transferului, dupa data de 1 mai 2009, de rezerve aferente dupa 1 ianuarie 2004 în rezultatul reportat, care sunt impozitate concomitent cu deducerea amortizarii fiscale.

(i) Deprecierea activelor nefinanciare

Valorile contabile ale activelor nefinanciare ale Companiei, altele decat stocurile si creantele privind impozital amanat, sunt revizuite la fiecare data de raportare a determina daca exista dovezi cu privire la existenta unei deprecieri. O pierdere din depreciere este recunoscuta daca valoarea contabila a unui unitati generatoare de numerar depaseste valoarea recuperabila estimata.

Valoarea recuperabila a unui activ sau a unei unitati generatoare de numerar este maximul dintre si valoarea justa minus costurile de vanzare. La determinarea valorii de numerar viitoare preconizate sunt actualizate pentru a determina valoarea prezenta, utilizare inainte de impozitare care reflecta evaluarile curente ale pietei cu privire la valoarea în tiscurile specifice activului. Pentru testarea deprecierii, activele care nu pot fi testate individual sunt grupate la nivelul celui mai mic grup de active care genereaza intrari de numerar din utilizarea continua si care sunt independente de incarile de numerar generate de alte active sau grupuri de active ("unitate generatoare de numerar").

Pierderile din depreciere sunt recunoscute in contul de profit sau pierdere. Pierderile din depreciere in legatura cu unitatile generatoare de numerat sunt alocate cu prioritate pentru reducerea valorii contabile a fondului comercial alocat unitatilor generatoare de numerar (grupului de unitati generatoare de numerar), daca este cazul, si apoi pro rata pentru reducerea valorii contabile active din cadrul unitatii generatoare de numerar (grupului de unitati generatoare de numerar).

O pierdere din depreciere a fondului comercial nu este reluata. Pentru celelate active pierderea din depreciere, sue reluata numai in masura in care valoarea contabila a activului nu depaseste valoarea contabila care ar fi putut fi déceiminata, neta de amortizare, daca nu ar fi fost recunoscuta nicio depreciere.

(j) Capital social

Actiunile ordinare sunt clasificate ca parte a capitalurilor proprii. Costurile suplimentare direct atribuibile emisiunii actiunilor ordinare si optiuni sunt recunoscute ca o reducere a capitaluilor proprii la valoarea neta de efectele fiscale.

(k) Dividende

Dividendele sunt recunoscute ca datorie atunci cand este stabilit dreptul actionarului de a primi plata.

(I) Datorii comerciale si alte datorii

Datoriile catre furnizori si alte datorii, sunt incepistrat si, includ contravaloarea facturilor emise de furnizorii de produse, lucrari executate si servicii prestate.

(m) Imprumuturile purtatoare de dobanda

Imprumuturile sunt recunoscute initial la valoarea justa, neta de conzactionare. Ulterior recunoasterii initiale, imprumuturile sunt inregistrate la costul amortizat, orice diferenta intre cost si valoarea de rambursare fiind recunoscuta in contul de profit si pierdere perioada imprumutului in baza unei rate de dobanda efectiva.

(n) Recunoasterea si derecunoasterea instrumentelor financiare nederivate

Active financiare nederivate

Grupul recunoaste initial creantele la care au fost initiate. Toate celebale active financiare sunt recunoscute initial la data tranzactionarii, cand Grupul devine parte a conditiilor contractuale ale instrumentului.

Grupul derecunoaste un activ financia atunci cand expira drepturile contractuale asupra fluxurilor de numerar generate de activ sau cand sunt transferate drepturile de a incasa fluxurile de activului financiar printrtranzactie prin care riscurile si bentului de proprietate asupra activului financiar sunt transferate in mod semnificativ. Orice interes in activul financiar care este creat sau pastrat de care Grup este recunoscut separat ca un activ sau o datorie.

Activele si datoriile financiare sunt compensate in financiare este prezentata valoarea neta numai atunci cand Compania are dreptul legal de a compensa valorile si intentioneaza fie sa le deconteze in baza neta, fie sa realizeze activul si sa stinga obligatia simultan,

Activele financiare nederivate ale Companiei sunt reprezentate in principal de creante si alte creante si numerar si echivalente de numerar.

Datorii financiare nederivate

Grupul recunoaste initial instrumentele de datoriile subordonate la data la care sunt initiate. Toate celelale datorii (inclusiv datoriile desemnate la valoarea justa prin contul de profit sau pierdere) sunt recunoscute initial la data tranzactionarii, atunci cand Compania devine parte a conditiilor contractuale ale instrumentului.

Grupul derecuncaste o datorie financiara atunci cand obligatiile contractuale sunt achitate sau expira,

Grupul clasifica datoriile financiare in categoria altor datorii financiare. Aceste datorii financiare sunt recunoscute initial la valoarea justa minus ories costuri direct atribuibile. Ulterior recunoasterii intiale aceste datorii financiare sunt evaluate la cost amortizat utilizand metoda dobanzii efective.

Alte datorii financiare nederivate cuprind imprumuturi, datorii comerciale si alte datorii.

(o) Impozitul pe profit

Cheltuiala cu impozitul pe profit cupcitul curent si impozitul amanat. Impozitul curent si impozitul amanat sunt recunoscute in contul de profit sau pierdere cu exceptia cazului in care acestea sunt aferente combinarilor de figirencinderi sau unor elemente recunoscute direct in capitalurile proprii sau in alte elemente ale rezultatului global.

(o) Impozitul pe profit (continuare)

(i) Impozît curent

Impozitul curent reprezinta impozitul care se asteapta sa fie platit sau pierderea fiscala realizata în anul curent, utilizand cote de in pozitare sau in mare masura adoptate la data raportarii, precum si orice ajustare privind obligatiile de plata a impozitului pe profit aferente anilor precedenti. Impozitul curent pe profit datorat include si impozitul aferent dividentelor datorate declarate.

(ii) Impozit amanat

Impozitul amanat este recunoscul pentru diferentele temporare ce apar intre valoarea contabila a activelor si datoriilor utilizata in scopul raportarilor financiare si baza fiscala utilizata pentru calculul împozitului.

Impozitul amanat nu se recunoaste pentru:

· diferentele temporare care apar la recunoasterea initiala a activelor provenite din tranzactii care nu sunt combinari de intreprinderi si care nu afecteaza profitul sau pierderea contabila sau fiscala;
· diferentele temporare provenind din investitii in filiale sau entitati controlate in comun, in masura in care este probabil ca acestea sa nu fie reluate in viitorul previzibil; si
· diferentele temporare rezultate la recunoasterea initiala a fondului comercial.

Evaluarea impozitului amanat reflecta consecinta fiscala care ar decurge din modul in care Gruptil se asteapta, la sfarsitul perioadei de raportare, sa recupereze sau sa deconteze valoarea contabila a activelor si a datorillor sale,

Impozitul amanat este calculat pe baza cotelor de impozitare care se vor fi aplicabile diferentelor temporare la reluarea acestora, in baza legislatiei adoptate sau in mare masura adoptate la data raportarii.

Creantele si datoriile cu impozitul amanat sunt compensate numai daca exista de a compensa datoriile si creantele cu impozitul curent si daca acestea impozitelor percepute de acceasi autoritate fiscala pentru aceasi enitate supusa taxarii sau pentru entitati fiscale diferite, dar care intentioneaza sa deconteze creantele si datoriile cu impozitul curent pe baza neta sau ale caror active si datorii din impozitare vor fi realizate simultan.

O creanta cu impozitul amanat este recunoscuta pentru pierderi fiscale si diferente temporare deductibile, numai in masura in care este probabila realizarea de profituri viitoare taxabile care sa poata fi utilizate pentru acoperirea pierderii fiscale. Creantele cu impozitul ananat sunt revizuite la fiecare data de raportare in masura in care nu mai este probabila realizarea beneficiului fiscal aferent.

(iii)Expunerea in ceea ce priveste impozitul pe profit

Grupul considera impactul pozitiei taxelor incert si dobanzi suplimentare pot fi datorate, la determinarea valorii impozitului curent si amanat. Aceasta evaluare se bazeaza pe estimari si ipoteze si poate implica o serie de rationamente profesionale cu privire la evenimente viitoare. Informatii noi por devenina Compania sa modifice rationamentele sale profesionale in ceea ce priveste caracterul adecvat al obligatiilor fiscale existente; astfel de mocificati.lor fiscale pot avea un impact asupra chettuielii cu impozitul pe profit in perioada in care o astfel de determinare are loc.

(p) Beneficiile angajatilor

Alte beneficii ale angajatilor pe termen lung

Obligatia neta a Grupului in ceea ce priveste beneficiile pe termen lung acordate salariatilor, alta decat planurile de pensii. este valoarea beneficiilor viitoare pe castigat in schimbul serviciilor prestate in perioada curenta si in cea anterioara. Acest beneficiu este actualizat pentru a valoarea justa a acestuia, iar valoarea justa a oricarui activ aferent este dedusa. Aceste beneficii sunt estimate utilizand metoda factorului de credit proiectat. Offee assiguri sau eneficii ale pierderi actuariale sunt recunoscute in alte elemente ale rezultatului global in care apar, angajatilor pe termen lung sunt reprezentate de primele jubiliare.

(p) Beneficiile angajatilor (continuare)

Tranzactiile cu plata pe baza de actiuni cu decontare in numerar

Valoarea justa a datoriei cate angajati in cea ce priveste drepturile privind aprecierea actiunilor care sunt decontate in numerar este recunoscuta ca o cheltuiala in corespondenta cu o crestere a datoriilor in perioada in care angajatii obtin dreptul neconditionat la plata. Pana in momentul datoriei, Compania trebuie sa reevalueze valcarea justa a datoriei la fiecare data decontarii, orice modificari ale valorii juste fiind recunoscute în contul de profit si pierdere al perioadei.

Compania recunoaste serviciile primite si o datorie de plata pentru acele servicii, pe masura ce angajatii presteaza serviciile. Anumite drepturi privind aprecierea activnitor intra in prin urmare angajatilor nu li se cere sa finalizeze o perioada specificata de serviciu pentru a fi indreptatii la plata in numerar. In astfel de cazuri, Compania recunoaste la data acordarii intreaga valoare a primei ca o cheltuiala.

Beneficii ale angajatilor pe termen scurt

Obligatiile privind beneficiile pe termen scurt evaluate pe o baza neactualizata si sunt recunoscute ca si cheltuieli pe masura ce serviciile sunt prestate. Un provizion este recunoscut la fi platita pentru beneficiile pe termen surt sub forma de prime salariatilor la profit, numai in cazul in care Compania are o obligatie prezenta, legala sau implicita de a achita aceasta suma pentru serviciile trecute prestate de angajati, iar aceasta obligatie poate fi estimata. Beneficiile angajatilor pe termen scurt sunt reprezentate in principal de salarii.

In cursul normal al activitatii, Grupul face plati in numele angajatilor sai catre fondul de pensii. Toti angajatii Grupul sunt membri ai planului de pensii al Statului Roman. Aceste plati sunt trecute pe masura prestarii serviciilor de catre angajati.

(q) Venituri

Venitul este recunoscut atunci esi beneficiile semnificative au fost transferate cumparatorului, obtinerea beneficiilor economice este probabila, iar costurile asociate pot fi estimate in mod corect. Veniturile constau, in principal, in venituri din serviciul de transport, din serviciul de sistem si din piata de echilibrare calculate in functie de volumul energiei livrata consumatorilor. Tarifele de transport si de sistem sunt reglementate de catre ANRE. Venturile înclud de asemenea valoarea tranzactiilor desfasurate pe piata de echilibrare, dupa cum este descris in Nota 1.

Statul roman, prin ANRE, reglementeaza tarifele percepute de transport al energiei electice si pentru serviciul de operator de sistem. Statul roman indeplineste mai multe roluri in afara de cel de actionar majoritar si, ca urmare ar putez avea obiective si scopuri mai cuprinzatoare decat un investitor al carui principal interes este randamentul investitiei.

Dupa cum este mentionat in Nota 1, Compania este si administratorul schemei de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerarii de inalta eficienta. Compania actioneaza intrucat este implicata in colectarea si distribuirea banilor.

De asemenea, Compania si SC OPCOM SA sunt implicate in mecanismul de cuplare prin pret a pietelor regionale in baza Ordinului ANRE nr.82/2014 (vezi Nota 1).

Astfel, in cadrul mecanismului de cuplare prin pret a pietelor regionale, Grupul:

indeplineste rolul de participant implicit pe PZU si are calitatea de agent de transfer;
pune la dispozitie capacitatea de interconexiune pentru livrarea fizica a energiei electrice tranzalitationata pe PZU, respectiv trecerea energiei de la o zona de ofertare la alta prin intereconexinas. filind limitata de capacitatea disponibila de transfer a acestora.

(q) Venituri (continuare)

Tarifele de racordare

IFRIC 18 "Transferuri de active de la clienti" se aplica contractelor cu clientii in care Grupul incaseaza disponibilitati banesti de la un client cand aceste disponibilitati banesti trebuie sa fie utilizate numai pentru constructia sau achizitia unui element de imobilizari corporale, iar Grupul trebuie sa utilizeze corporala pentru conectarea clientilor la retea.

Legea energiei electrice si a gazelor naturale ur. 123/2012, cu modificarile ulterioare, prevede la at.25 alin.(1) urmatoarele: "accesul la retele electrice de interes public reprezinta un serviciu obligatoriu, in conditii reglementate, pe care trebuie sa-l indeplineasca operatorul de sistem, precum si operatorul de distributie".

Tariful de racordare este un tarif reglementat care reprezinta cheltuiala efectuata de retea pentru realizarea Iucrarilor de racordare a unui loc de consum silsau de producere al unui utilizator la reteaua electrica.

In conditiile in care, conectarea unui client la reteaua electrica de transport nu repreziuta a contractului de racordare, tarifele de racordare in contul de profit sau pierdere in mod sistematic pe durata de viata utila a activului.

Grupul recunoaste disponibilitatile banesti incessate in creditul contului "Venituri în avans" in cadrul situatiei pozitiei financiare si ulterior recunoaste venituri" in cadrul contului de profit si pierdere, in mod sistematic pe durata de viata utila a activului.

(r) Costurile nete ale finantarii

Costurile nete ale finantarii includ dobanzile corespunzatoare folosind metoda ratei efective de dobanda, mai putin costurile indatorarii capitalizate ca parte a ciclul lung de fabricatie, veniturile din dividende, diferentele de curs valutar favorabile, onorarille si comisioanele de risc.

Conform cu SIC 23 "Costurile indatorarii" revizuit si invocand exceptia optionala de la aplicarea retroactiva potrivit IFRS 1 "Adoptarea pentru prima cara a IFRS", Grupul capitalizeaza costurile imprumuturilor legate de active care necesita o perioada lunga de timp pana la punerea in functiune sau vanzare pentru care finantarea a fost obtinuta dupa data de 1 ianuarie 2011, data tranzitiei la IFRS,

(s) Subventii

Subventiile aferente activelor sunt recunoscute in avans" la valoarea justa atunci cand exista o asigurare rezonabila ca vor fi primite, iar Grupul va respecta conditiile asociate subventiile sunt recunosoute in contul de profit si pierdere ca alte venituri din exploatare de viata utila a activului la care se refera. Fondurile nerambursabile sunt recunoscute ca si active in momentul in care exista o asigurare rezonabila ca acestea vor fi primite prin indeplinirea conditiilor aferente.

(t) Provizioane

Un provizion este recunoscut anunci cand sunt indeplinite urmatoarele conditii: Grupul are o obligatie curanta (legala sau implicita) ca urmare a unui evenment trecut; este probabil decat improbabil) ca o iesire de resurse reprezentand beneficii economice sa fie necesara pentru decontarea obligatiei; cand pogle fi facuta o estimare corecta in ceea ce priveste suma obligatiei. Acolo unde in timp a banilor este semnificativ, valoarea unui provizion este valoarea prezenta a cheltuielilor ce se prevad a fi necesare pentru deconțarea poligației.

(u) Rezultatul pe actiune

In conformitate cu SIC 33 "Rezultatul pe actiune este calculat prin impartirea profitului sau pierderii atribuite actionarilor Grupul la media ponderata a actiunilor ordinare ale perioadei.

Media ponderata a actiunilor in cimpul exercitiului reprezinta numarul de actiuni de la incepunul perioadei, ajustat cu numarul actiunilor emise, inmultit cu numarul de luni in care actiunile s-au aflat in cimpul exercitiului.

Diluarea este o reducere a rezultatului pe actiune sau o cresterilor pe actiune rezultate in ipoteza ca instrumentele convertibile sunt convertite, sau ca actiuni ordinare sunt emise dupa indeplinirea anumitor conditii specificate. Obiectul rezultatului pe activitar cu acela al rezultatului pe actiune de baza si anume, de a evalua interesul fiecarei actiuni ordinare in cadrul performantei unei entitati.

(v) Contingente

Datoriile contingente nu sunt recunoscute in situatiile financiare anexate. Acestes sunt prezentate in care iesirea de resurse incorporand beneficii economice este posibila si nu probabila.

Un activ contingent nu este recunoscut in situatiile financiare anexate, ci este prezentat atunci cand o intrare de beneficii economice este probabila.

(w) Segmente operationale

Un segment operațional este o componentă a unei entități:

· care se angajează în activități din care poate obline venituri și de pe urma cărora poate suporta cheltuieli (înclusiv venituri și cheltuieli aferente tranzacțiilor cu alte componente ale aceleiași entități);
ale cărei rezultate din activitate periodic de căte principalul factor decizional al entității în vederea luării de decizii cu privire la alocarea resurselor pe segment și a evaluării performanței acestuia; si
· pentru care sunt disponibile informații financiare distincte.

Grupul isi destăsoară operatiunile locatii din Romania, care sunt anggiate stat în activitatea de transport, cat si in cea de dispecer. Conducerea Grupului considera operatiunile in totalitatea lor ca "un singur segment".

Segmentele operationale sunt prezentate in manieră consecventă cu raportarea înternă fumizată de catre principalul factor decizional operational al entității de decizii cu privire la alocarea resurselor pe segmente si a evaluării performantei acestuia.

(x) Implicatiile noilor Standarde Internationale de Raportare Financiara (IFRS UE)

a) Standarde și interprețări care au intrat în vigoare în perioada curentă

Urnătoarele standarde și amendamente ale standardelor existente, privind Standardele Internaționale de Contabilitate (International Accounting Standard - "IASB") și adopiate de Uniunea Europeană (UE) au intra în vigoare în perioada curentă:

· Amendamente la IFRS 10 "Situatiare consolidate", IFRS 12 "Prezentarea intereselor definute în alte entități" și IAS 28 "Investiții în entități asocieri în participație"- Societăți de Investiții: Aplicarea excepției de la consolidare - a fost adoptată de 22 septembrie 2016 (aplicabil pentru perioadele financiare începand cu 1 ianuarie 2016)
· Amendamente la IFRS 11 " Asocieri în participație" Contabilitatea achiziției de interese în asocieri în participație – adoptate de UE pe 24 noiembrie 2015 (aplicabile pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2016)
· Amendamente la IAS 1 "Prezentare" Inițiativa privind cerințele de prezentare adoptate de UE pe 18 decembrie 2015 (aplicabile pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2016);
· Amendamente la IAS 16 "Imobilizări corporale" și IAS 38 "Imobilizări necorporale" Clarificări privinț metodele de amortizare acceptabile - adoptate de UE pe 2 decembrie 2015 (aplicabile pentru perioadele începând cu sau după 1 ianuarie 2016),

(x) Implicatiile noilor Standarde Internationale de Raportare Financiara (IFRS UE) (continuare)

· Amendamente la IAS 16 "Imobilizări corporale" și IAS 41"Agriculțura"- Agricultura: Pomâ fructiferi adoptate de UE pe 23 noiembrie 2015 (aplicabile pentru perioadele anuale începând cu sau după lianuarie 2016),
· Amendamente la IAS 19 "Beneficiile angajatilor" Planuri de beneficii definite: contributiile angajatilor adoptate de UE pe 17 decembrie 2014 (aplicabile pentru pericadele anuale începând cu sau după 1 februarie 2015),
· Amendamente la IAS 27 "Situaţii financiare individuale" metoda punerii în echivalenţă în situaţiile financiare individuale - adoptate de UE pe 18 decembrie 2015 (aplicabile pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 íanuarie 2016),
· Amendamente la diverse standarde "Îmbunătățiri ale IFRS (ciclul 2010-2012)" care rezultă din proiectul anual de îmbunătățire a IFRS (IFRS 3, IFRS 8, IFRS 13, IAS 16, IAS 24 and IAS 38) cu scopul principal de a elimina inconsecvențele și de a clarifica anumite formulări - adoptate de UE pe 17 decembrie 2014 (aplicabile pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2016),
Amendamente la diverse standarde "Îmbunătățiri ale IFRS (ciclul 2012-2014)" care rezultă din proiectul anual de întbunătățire a IFRS (IFRS 7, IAS 19 și IAS 34) cu scopul principal de a elimina inconsecvențele și de a clarifica anumite formulări - adoptate de UE pe 15 decembrie 2015 (aplicabile pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2016).

Adoptarea acestor completări la standardele existente nu a modificat politicile contabile ale Grupului,

b) Amendamente la standarde emise de IASB și adoptate de UE, dar neintrate în vigoare

La data aprobării acestor situații financiare, următoarele amendamente la standarde emise de UE, nu erau încă intrate în vigoare:

· IFRS 9 "Instrumente Financiare" adoptate de UE pe 22 noiembrie 2016 (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018),
IFRS 15 "Venituri din contractele cu clienții" cu amendamentele ulterioare" și amendamente la IFRS 15 "Data efectiva a IFRS 15" - adoptate de UE pe 22 septembrie 2016 (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018).

IFRS 9 include cerințe privind instrumentele financiare, clasificarea și evaluarea și evaluarea, pierderile din depreciere, derecunoașterea și contabilitatea de acoperire împotriva riscurilor:

· Clasificarea și evaluarea: IFRS 9 introduce o nouă abordare privind clasificarea activelor financiare și cuprinde trei categorii principale de active financiate la cost amortizat, la valoare justă prin alte elemente ale rezultatului global, la valoare justă prin contul de profit sau pierdere. Clasificarea pe IFRS 9 este determinată de caraceristicile fluxurilor de numerar și de modelul de bușiness în cadrul căruia este deținut un activ. Această abordare unitară bazată pe principii elimină categoriile de clasificare a activelor financiare din IAS 39: deținute până la scadență, credite și avansuri si active financiare disponibile în vederea vânzării. Noul model va determina existența unui singur model de depreciere aplicabil tuturor instrumentelor financiare.

Conform IFRS 9, derivativele în contracte, în care instrumentul gazdă este un instrument financiar în scopul acestus standard, nu sunt separate, ci întregul instrument hibrid este considerat pentru clasificare.

· Pierderi din depreciere: IFRS 9 introduce un model nou privind pierciere, bazat pe pierderile asteptate, care va impune recunoașterea mai rapidă a pierderilor asteptate creanțelor. Standardul prevede ca entitățile să înregistreze pierdere așteptate aferente creanțelor din momentul recunoașterii inițiale a instrumentelor financiare şi totodată să recunoască mult mai repede pierderile din depreciere aşteptate pe întreaga durată de viață a acestora
Contabilitatea de acoperire: IFRS 9 introduce un model semnificativ privind contabilitatea de acoperire, ce cuprinde cerințe suplimentare de prezentare a informațiilor privind activitatea a riscurilor. Noul model reprezintă o revizuire semnificativa a principiilor contabilității de acopenite alinierea tratamentului contabil cu activitāțile de administrare a riscurilor.
Riscul de credit propriu: IFRS 9 elimină volațiitatea din contul de profit sau pierdere cauzată de modificarea riscului de credit aferent datoriilor evaluate justă. Modificarea cerințelor de contabilizare a acestor dașiți presupure că nu vor mai fi recunoscute prin profit sau pierdere câștigurile generate propriului risco de credit al unei entități.

(x) Implicatiile noilor Standarde Internationale de Raportare Financiara (IFRS UE) (continuare)

c) Standarde și interprețări emise de IASB dar neadoptate încă de UE

La data raportării acestor situații financiare, IFRS așa cum au fost adoptate de UE nu diferă semnificativ de reglentările adoptate de IASB, cu exceptia unnătoarelor si interpretări, a căror aplicare nu a fost aprobață încă de UE până la data autorizării acestor situații financiare:

IFRS 14 "Conturi de deferare pentru entitățile reglementate" (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după I innuarie 2016) - Comisia Europeană a decis sa nu inițieze procesul de adoptare a acestui standard înterimar, ci să aștepte emiterea standardului final,
· IFRS 16 "Leasing" (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după I ianuarie 2019),
Amendamente la IFRS "Plata pe bază de acțiuni" Clasificarea și evaluarea tranzacțiilor pe bază de acțiuni (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018), adoptarea este așteptată în a doua jumătate a anului 2017.
· Amendamente la IFRS 4 "Contracte de Asigurare" Aplicarea IFRS 9 Instrumente cu IFRS 4 Contracte de Asigurare (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018 ori când IFRS 9 " Instrumente Financiare" este aplicat prima dată), adoptarea este așteptată în 2017,
· Amendamente la IFRS 10 "Situații în IAS 28 "Investiții în entități asociate și asocieti în participație"- Vânzarea de sau contre între un investitor și ențitățile asociate sau asocieile în participație ale acestuia și anendamentele ulterii în vigoare a fost amânată pe perioadă nedeterminată, până când se va finaliza proiectul de cercetare privind metoda punerii în echivalenţă),
Amendamente la IFRS 15 "Venituri din contractele cu clienții" Clarificari la IFRS 15 Venituri din contractele cu clienții (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018), adoptarea este așteptată în al doilea trimestru al anului 2017,
· Amendamente la IAS 7 "Situația fluxurilor de numera" înițiativa privind cerințele de prezentare (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după I ianuarie 2017,
· Amendamente la IAS 12 "Impozitul pe profit" recunoașterea creanței privind impozitul amânat din pierderi nerealizate (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2017),
· Amendamente la IAS 40 "Livestiții investițiilor imobiliare (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018), adopțarea este așteptată în a doua jumătate a anului 2017
Amendamente la diverse standarde "Îmbunătățiri ale IFRS (ciclul 2014-2016)" care rezultă din proiectui anual de îmbunătățire a IFRS (IFRS 1, IFRS 12 și IAS 28) cu scopul principal de a elimina înconsecvențele și de a clarifica anumite formulări (amendamentele la IFRS 12 sunt aplicabile anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2017, îar amendamentele la IFRS 1 și IAS 28 sunt aplicabile pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018), adoptarea este așteptată în a doua jumătate a anului 2017
IFRIC 22 "Tranzacţii în moneda străină și Cotizați" (aplicabil pentra perijoadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018), adoptarea este așteptată în a doua jumătate a anului 2012

4. DETERMINAREA VALORII JUSTE

Anumite politici contabile ale Grupului si cerinte de prezentare a informatiilor necesita determinarea valorii juste atat pentru activele si datoriile financiare cat si pentru cele nefinanciarea valorilor juste ale activelor si datoriilor, Grupului foloseste pe cat posibil valori de piata observabile. Valorile juste sunt clasificate pe mai multe niveluri in ierarhia valorilor juste pe baza datelor de intrare folosite in tehnicile de evaluare, dupa cum urmeaza:

· Nivelul 1: preturi cotate (neajustate) de pe piete active pentru active si datorii identice;
Nivelul 2: date de intrare, altele decat preturile coure incluse in nivelul 1, care sunt observabile pentru active sau . datorii, fie in mod direct (ex: preturi) sau indirect (ex: derivate din preturi);
· Nivelul 3: date de intrare pentru active si datorii care nu sunt bazate pe date din piata observabile,

Valorile juste au fost determinate in scopul evaluarii si/sau prezentarii informatiilor in baza metodelor descrise mai jos:

(î) Imobilizari corporale

Valoarea justa a elementelor de imobilizari corporale se bazeaza in principal pe metoda costului avand in vedere particularitatile in conformitate cu modelul bazate Grup, cu exceptie activelor in curs de executie, care sunt

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE INTOCMITE (Toate sumele sunt exprimate in mii LEI, daca nu este indicat altfel) LA DATA DE 31 DECEMBRIE 2016 CN TRANSELECTRICA SA

IMOBILIZARI CORPORALE 5.

Intre 1 ianuarie 2016 si 31 decembrie 2016, imobilizarile corporale au evoluat astfel:

	terenuri amenajari de Terenuri si	instalatii speciale Cladiri si	Utilaje si echipamente	Aparate de masura si confrol	Vehicule	imobilizari Alte	Imobilizari
COST						corporale	corporale in curs	Total
Sold la 1 Ianuarie 2016	55.015	1.350.150	3.019.564	452,861	53.035	269.792	406.625	5.607.041
Cresterea/diminuarea rezervei din reevaluare Intrari		224	745			1	175.454	176.753
Transferuri din imobilizari necorporale în curs Transferuri din imobilizari corporale in curs		19.717	49.818	8.067	.985 1	રે 369	(90.956)
Reclasificari intre conturile de imobilizari Impact din reevaluare lesiri	1 -	444 (242)	(437) (6.344)	(7) (1.057)	(280)	(2.672)	(293)	(10.888)
Sold la 31 Decembrie 2016	S 55.01	1.370.623	3.063.346	459.864	60.740	272.489	490.830	5.772.906
Sold la 1 Ianuarie 2015	53.988	2.343.461	2.936.067	439.985	53.217	256.039	297.138	6.379.806
Cresterea/diminuarea rezervei din reevaluare Intrari	957	74	664	375	રેરે	162	241.623	243.910
Transferuri din imobilizari necorporale in curs Transferuri din imobilizari corporale in curs		17.040 60-666	82.606	13.020		14.484	(178) (127,430)	૯૦ રહેર (210) (178)
intre conturile de imobilizari Impact thin regvaluare Reclasificari مرت lesitt	-	(8.011) (1.282) 061,798)	1,282 (1.055)	(519)	(148)	(893)	(4.528)	(15.154) 1.061.798)
Sold la 31 Decembrie 2015	S 55.01	1.350.150	3.019.564	452.861	53.035	269.792	406.625	5.607.041

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE INTOCMITE (Toate sumele sunt exprimate in mii LEI, daca nu este indicat altfel) LA DATA DE 31 DECEMBRIE 2016 CN TRANSELECTRICA SA

IMOBILIZARI CORPORALE (CONTINUARE)

	Terenuri si terenuri amenajari de	instalatii speciale Cladiri si	Utilaje si	Aparate de masura si		Alte imobilizari	Imobilizari corporale in
Amortizare cumulate			echipamente	control	Vehicule	corporale	CULS	Total
Sold la 1 Ianuarie 2016	138	(0)	1.653.574	319.333	41.811	153.132	1	2.167.988
Amortizarea cumulata a iesirilor Cheltuiala cu amortizarea Impact din reevaluare		(70) 92.498	175.370 (6.117)	29.598 (1.057)	(280) 707	30.770 (2.592)		(10.116) 328.943
Sold la 31 Decembrie 2016		92.428	1,822,827	347.874	42.238	181.310		2.486.815
Sold la 1 Ianuarie 2015	138	999.605	1.480.808	288.884	39.300	124.989	ﺸﻪ	2.933.724
Amortizarea cumulata a iesirilor Cheltuiala cu amortizarea Impact din reevaluare		(21.005) 83.198 061.798)	(1.931) 174.697	(2.116) 32.565	(10) 2.521	(272) 28.415		(25.334) 321.396 .061.798)
Sold la 31 Decembrie 2015	138	(0)	1.653.574	319.333	41.811	153.132		2.167.988
Sold la 1 ianuarie 2016 Ajustari de valoare				ﺒ			12.630	12.630
Cheltuiala cu ajustatile de valoare	-	14.068	-	-	l	트	5.048	19.116
Sold la 31 Decembrie 2016		14.068	l				17.678	31.746
Sold la 1 ianuarie 2015	1		l	1	1		ર્સ્વર્સ્વ	5.456
Cheltuiala cu ajustarile de valoare	-	-	1	-	비		7.174	7.147
Sold la 31 Decembrie 2015	-				I		12.630	12.630
Sold la 31 Decembrie 2016 Valoarea contabila neta	54.887
Sold la 31 Decembrie 2015		1.264.127	1.240.519	11.190	18.50	91.179	473.152	3.254.345
	54.887	1.350.150	1.365.990	133.528	11.223	116,660	393.995	3.426.423

IMOBILIZARI CORPORALE (CONTINUARE) ડ.

Diminuarea valorii totale a imobilizarilor comorale la data de 31 decembrie 2015 a fost determinata de inregistrarea amortizarii acestor imobilizari.

In anul 2016 s-a inregistrat o crestere a valorii intobilizatilor corporale in principal de realizarea lucrarilor de investitii in statiile si liniile electrice de inalta tensiune, astfel:

· Retehnologizarea Stației 400/220/110/20 kV Bradu 63.461;
· LEA 400 kV de interconexiune Reșița (România) Pancevo (Serbia) 19.661;
· Racordarea LEA 400 kV Isaccea Varna și a LEA Isaccea Dobrudja în Stația 400 kV Medgidia Sud 9.102;
· Retehnologizarea Statiei 220/110/20 kV Campia Turzii 8.013;
· Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Portile de Fier Resita Timisoara Sacalaz Arad Etapa I LEA 400 kV s.c. Portile de Fier - (Anina) - Resita- 7.176;
· Modernizare Staţia 110 kV şi 20 kV Suceava 6.304;
Modernizare in vederea diminuarii efectelor galoparii pe LEA 400 kV din zona Baragan Fetesti, Cemavoda -Pelicanul, Cernavoda - Gura Ialomitei (cir. 2), Bucuresti Sud - Pelicanu din gestiunea ST Bucuresti - 3.665;
Inlocuire AT si Trafo in statii electrice etapa 2-5.853;
Remediere avarie în regim de urgenta a LEA 400 kV Iernut Gadalin si a LEA 220 kV Iernut Baia Mare 3 -5.418:
· Modernizare Statie 220/110 kV Tihau echipament primar 3.897;
· Montare fibra optica si modemizarea sistemului de teleprotectii pe LEA 400 kV d.c. Tantareni-Turceni si LEA 400 kV s.c. Urechesti-Rovinari - 2.128;
· Modernizare servicii interne c.c. si c.a. in Statia 400/110 kV Draganesti Olt 1.836;
Racordare la RET a CEE 136 MW din zona localitatii Platonesti, jud. Ialomita, prin realizarea unei celule de 110 kV in Statia 400/110 kV Gura Ialomitei - 1.524;
· Inlocuire echipamente centrale sistem SCADA Gutinas 400/220 kV 1.468;
· Modernizarea sistemului de control protectie si a Statiei 20 kV din Statia 220 /1 10/20 kV Vetis 1.059;
· Reconductorare LEA 220 kV Craiova Nord Isalnita, circ. 1 1.181;
· Inlocuire trafo T3 si T4 110/10 kV, 25 MVA cu transformatoare 110/(20)10 kV, 40 MVA in Statia 220 kV Fundeni - 1.097;
· Realizare comunicatie fibra optica intre statia Pitesti Sud si centru de telecomanda si supraveghere instalatii al S.T. Pitesti - 1.049;
· Consolidare si modernizare cladire compensator Statia 400/220/110/20 kV Succava 963:
· Racordarea centralei pentru producerea energiei in sistem de cogenerare pe baza de biomasa cu puterea de 5,4 MW - CTE ENVISAN - etapa 1 - 956;
Reglementare coexistenta intre LEA 220 kV Mintia-Timisoara, in tronsonul 303-305, la intersectia eu Autostrada Timisoara-Lugoj, lot 2, km 54+000-km 79+625-943;
· Marirea gradului de siguranta a instalatiilor aferente Statiei 400/220/10/10 kV Bucuresti Sud Inlocuire echipament 10 kV - Lot II-911;
· Realizare comunicatie fibra optica intre statile 400/220/110 KV Bradu si 220/110 KV Stuparei 849;
· Modernizare Statia 400/110/10 kV Cluj Est 736;
· LEA 400 kV Gadalin Suceava, inclusiv interconectarea la SEN 716;
· Modernizare cladire corp comanda din statia Roman Nord 651;
· Sistem integrat de securitate la Statia 400KV Stupina 625;
· Racordarea instalatiei de canalizare a Statiei 400/110 kV Brasov la instalatia de canalizare a orasului 541,
LEA 400 kV d.c. (1 c.e.) Constanta Nord-Medgidia Sud-523; .
· Inlocuire baterii de acumulatori nr. 2 si 3 in Statia 400/110/20 kV Gura Ialomitei 387;
· Reglementare coexistenta intre LEA 220 kV Mintia-Timisoara Lugoj Deva, lot 2, km 41+890 -316:
· Inlocuirea stalpului nr. 301 din LEA 400 kV Mintia Sibiu Sud 287;
· Servicii de proiectare aferente LEA 400 kV Suceava Balti, pentru porțiunea de proiect de pe teritoriul României - 246;
· Modernizare termica cladire sediul IRE Craiova aripa veche 207;
· Modernizare cladire sediu CE Resita 197;
· Reglementarea coexistenta LEA 400 kV cu dublare centură ocolitoare Bra

ડ. IMOBILIZARI CORPORALE (continuare)

· Retehnologizarea Statiei 220/110/20 kV Ungheni 176;
· Modernizare cladire CE Bradu 147;
· Modernizare cladire industriala nr. 2 ST Timisoara, regim Sp+P+1E 139;
· Inlocuire baterie acumulatori 220 V c.c. in Statia 400 kV Arad 121.

In anul 2016, cele mai mari transferari din imobilizari corporale sunt reprezentate in principal de punerea in functiune a obiectivelor de investitii, astfel:

· Marirea gradului de siguranta a instalatiilor aferente Statiei 400/220/110/10 kV Bucuresti Sud Inlocuire echipament 10 kV - Lot II - 18.611;
· · Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Portile de Fier Resita Sacalaz Arad Etapa I -Extinderea statiei 400 kV Portile de Fier - 12.963;
· Inlocuire AT si Trafo in statii electrice etapa 2: Transformator 16 MVA in Statia 110/20KV T2 Ungheni, Transformator T2 - 25 MVA din Statia 220/110/20 kV Gradiste, Transformator T1 25 MVA in Statia 110/20kV Gheorgheni, Autotransformator AT2 200MVA in Statia 220/110kV Ungheni - 9.802;
Autoturisme 7.803;
· Modernizarea sistemului de control protectie al Statiei 220/110 kV Vetis 6.491;
· Modernizare in vederea diminuarii efectelor galoparii pe LEA 400 kV din zona Baragan-Fetesti. Diminuarea efectelor galoparii pe LEA 400 kV Cernavoda-Pelicanu, LEA 400kV Cemavoda-Gura Ialomitei (circ.2) si pe LEA 400kV Bucuresti S-Pelicanu - 4.399;
. Racordarea la SEN a CEE Filipesti - 60 MW si CEE Saucesti - 100 MW in Statia de 400/110 xV Bacau Sud -4,239:
Inlocuire trafo T3 si T4 110/10 kV, 25 MVA cu transformatoare 110/(20)10 kV, 40 MVA in Statia 220 kV . Fundeni - 3.784;
Sistem integrat de securitate in statiile electrice etapa IV-Statia 400/110 kV Constanta Nord 3.317;
· Racordarea la RET a CEE 27 MW din zona localitatii Stalpu, jud. Buzau, prin realizarea a doua celule 110 kV in Statia 220/110 kV Stalpu -2.107;
Sistem integrat de securitate la noua Statie 400 kV Stupina 1.911;
Modernizare servicii interne cc si ca in Statia 400/110 kV Draganesti Olt 1.876;
· Inlocuire echipamente centrale sistem SCADA in Statia 400/220 KV Gutinas 1.485;
· Reconductorare LEA 220 kV Craiova Nord Isalnita, circuitul 1 1.231;
· Modernizare cladire industriala nr.2 ST Timisoara, regim Sp+P+1E 1.176;
Modernizarea unei celule LEA 110 kV Porțile de Fier Gura Văii în Stația 110 kV Porțile de Fier și a două celule 6 kV - 1.079;
Consolidare si modernizare cladire compensator Statia 400/220/110/20 kV Suceava 1.016;
· Racordarea centralei pentru producerea energiei in sistem de vogenerare pe baza de biomasa cu purcerea de 5,4 MW - CTE ENVISAN - etapa 1 - 956;
· Reglementare coexistenta intre LEA 220 kV Mintia-Timisoara, in tronsonul 303-305, la intersectia cu Autostrada Timisoara-Lugoj, lot 2, km 54+000-km 79+625 - 943;
· Extindere servicii interne c.a. si c.c., completare sistem de control si protectii la Statia 220/110 kV Pestis - 594:
· Racordarea instalatiei de canalizare a Statiei 400/10 kV Brasov la instalizare a orasului 558;
· Inlocuirea stalpului nr. 301 din LEA 400 kV Mintia Sibiu Sud 527;
· Infocuire baterii de acumulatori nr. 2 si 3 in Statia 400/110/20 kV Gura Ialomitei 387;
· Reglementare coexistenta intre LEA 220 kV Mintia-Timisoara si Autostrada Lugoj 316

5. IMOBILIZARI CORPORALE (continuare)

In conformitate cu prevederile art. 46 din Ordinul ANRE nr. 59/2013 pentru aprobarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public, recultate în urma lucrărilor pentru realizarea instalatiilor de racordare si punctiune se realizează în conformitate cu prevederile legale în vigoare. Pentru urmatoarele projecte din soldul imobilizarilor corporate in curs, care sunt finantate din tarif de racordare, nu au fost întrunite condițiile tehnice de realizare a Procesului Verbal de punere in functiune:

Racordare la RET a CEE 56 MW Bogdănești, CEE 112,5 MW Deleni, CEE 20,8 MW Viișoara Nord 1, CEE 52,8 MW Viişoara Nord I, CEE 47,5 MW Viişoara Sod, din zona unor localități din județul Vaslui, prin noua Stație electrică 400/220/110 kV Banca - lucrarea este finalizată, are proces verbal la terminarea lucrarilor nr. 34759/14.11.2013; contractul este in vigoare pana la 31.12.2017; valoare totala investitie in curs - 48.018;
· Racordare la RET a CEE 99 MW Dumești si CEE 30 MW Romanesti, din zona localităților Dumești și Romanesti, județul Iași, prin realizarea unei celule de linie de 110 kV în Stația 220/110 kV PAI, județul Iași, in valoare de 2.546 lei, investitia are proces verbal la terminarea lucrarilor nr. 14584/29.04.2014 si contractul este in vigoare pana la 31.12.2016;
· Racordare la RET a CEE 147 MW Valea Dacilor in Statia 400/110xV Medgidia Sud, in valoare de 2.401 lei. investitia are proces verbal la terminarea lucracilor nr. 44722/22.12.2014, iar contractul a incetat la 31.12.2015;

Activele corporate nu au fost reevaluate in cursul anului 2016. Managementul a concluzionat ca:

· preturile pe plata nu au suferit modificative comparativ cu anul 2015, cand Grupul a efectuat ultima reevaluare, si
· nu exista indicii de depreciere de valoare a activelor corporale pe care Grupul le detine, atat din surse interne cat si din surse externe.

Terenurile au fost reevaluate la 31 decembrie 2011 pe baza metodei pietei. De asemenea, grupa Alte imobilizari corporale a fost reevaluata la 31 decembrie 2011.

Cladirile si instalatiile speciale au fost recevaluate la 31 decembrie 2015 de catre SC JPA Audit & Consultanta SRL, evaluator independent autorizat de catre Uniunea Nationala a Evaluatorilor Autorizati din Romania.

Evaluarea s-a facut la valoarea justa, in ipoteza continuarii activitatii cu utilizarilor corporale in structura existent. Nu au fost evaluate:

imobilizarile corporale clasificate in Grupa I - "Constructii" reprezentate de "Constructiile" inregistrate in evidenta contabila a Companiei la data de 31 decembrie 2015, amortizate integral, propuse la casare:
sursele proprii utilizate pentru finantarea bunurilor apartinand domeniul public al statului, inregistrate in evidenta contabila a Companiei la data de 31decembrie 2015, integral amortizate, cuprinse in inventarul domeniului poblic al statului;
sursele proprii (fonduri stucturale si taxa de racordare) utilizate pentru finantarea bunurilor apartinand domeniului public al statului, cuprinse in inventarul domeniului public si pentru care nu s-a calculat amortizare.

In cazul bunurilor apartinand domeniul public al statului reprezentând imobilizări finalizate, efectuate din surse proprii de finanţare, acestea vor fi cuprinse în inventarul public al statului după recuperarea surselor proprii de finantare, la momentul aprobacii, prin Hotarare de Guvern, a inventarului bunurilor apartinand domeniului public al statului.

La 31 decembrie 2015, Grupul a recunoscut un surpluarea constructiilor si instalațiilor si instalațiilor si instalațiilor suma de 34.369 lei, din care suma de 48.663 lei a fost inregistrata in creditul contului de rezerve din reevangate (14.295) lei a fost inregistrata în contul de profit si pierdere al anului 2015.

5. IMOBILIZARI CORPORALE (continuare)

Cladirile si instalatiile speciale in situatiile financiare la valoarea neta. Pentru a prezenta o imagine mai ciara, mai concisa si mai relevanta utilior financiare, fara influenta data de o denaturare artificiala a valorii contabile brute si a amortizarii, Societatea a schimbat metoda de inregistrare a reevaluarii la 31 decembrie 2015, trecand de la metoda bruta la cea neta.

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 Grupul nu are active gajate sau ipotecate.

Valoarea justa a imobilizarilor corporale

Imobilizarile corporale ale Grupului, atele decat imobilizarile corporale in situatiile financiae la valoarea reevaluata, aceasta reprezentand valuarii, mai putin amortizarea acumulata si ajustarile de depreciere.

Valoarea justa a terenurilor Grupului a fost determinata folosind metodat comparatiei directe.

Aceasta metoda se recomanda pentru proprietati, cand exista date suficiente si sigure privind tranzactii sau oferete de vanzare cu proprietati similare in zona. Analiza preturilor la care s-au efectuat tranzactiile sau a preturilor cerute sau oferite pentru proprietatile comparabile este urmata de efectuarea unor corectii ale preturilor acestora, pentru a cuantifica diferentele dintre preturile, cente sau oferite, cauzate de diferentele intre caracteristicile specifice ale fiecarei proprietati in parte, numite elemente de comparatie.

Valoarea justa a cladirilor, echipanentelor de masura a fost determinata folosind abordarea prin cost.

Aceasta metoda presupune ca valoarea a unui activ pentru un cumparator informat este suma care este necesara pentru a cumpara ori a construi un activ nou cu utilitate echival nu este nov, din costul curent but trebuie scazute toate formele de depreciere care i se pot atribui acestuia, pana la data evaluari.

Informatii referitoare la ierarhia valorii juste la 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015:

	Nivelul l	Nivelul 2	Nivelul 3	Valoarea justa la 31 Decembire 2016

Terenuri si amenajari de terenuri	1	1	54.887	54.887
Cladiri si instalatii speciale		1	1,264,127	1.264.127
Utilaje si echipamente		1	1.240.519	1.240.519
Aparate de masura si control		-	111.990	11.990
Vehicule			18.501	18.501
Alte imobilizari corporale		-	91.179	91.179
Imobilizari corporate in curs		-	473.152	473-152

				Valoarea justa la
	Nivelul 1	Nivelul 2	Nivelul 3	31 Decembire 2015
Terenuri si amenajari de terenuri		1	54.887	54.887
Cladiri si instalatii speciale			1.350.150	1.350.150
Utilaje si echipamente	1		1.365.990	1.365.990
Aparate de masura si control			133.528	133.528
Vehicule			11.223	11.223
Alte imobilizari corporale		t	116.660	116,660

Atat in cursul anului 2016 cat si in cursul anului 2015 nu au existat transferuri intre nive

5.

Valoarea la cost a elementelor de imobilizari corporale la 31 decembrie 2015, neta de cheltuiala cu amortizarea si deprecierea cumulata este prezentata mai jos:

	Valoarea la cost 31 decembrie 2016	Valoarea la cost 31 decembrie 2015
Terenuri si amenajari de terenuri Cladirí si instalatii speciale	10.604	9.632
Utilaje si echipamente Aparate de masura si control	792.683 1.265.368 98.782	783.263 1.299.359 119.141
Vehicule Alte imobilizari corporale	10.479 100.019	901 124.846
TOTAL	2.277.935	2.337.142

IMOBILIZARI NECORPORALE 6.

	Alte imobilizari necorporale	Licente si software	Imobilizari necorporale in curs	Total
COST
Sold la 1 ianuarie 2016	4.104	75.102	28.450	107.656
Intrari Transferuri din imobilizari necorporale in curs Transferuri din imobilizari corporale in curs lesiri		441 2.271 (7.517)	5-049 (2.271) (22.951)	5.490 - (30.468)
Sold la 31 Decembrie 2016	4.104	70.927	8.277	82.678
Sold la 1 ianuarie 2015	4.104	74.112	28.450	106.666
Intrari Transferuri din imobilizari necorporale in curs Transferuri din imobilizari corporale in curs lesiri Ku	1 1	812 રવેડ 218 (584)	(243) 243	812 761 (584)
Sold la 31 Decembrie 2015	4.104	75.102	28.450	107.656

6. IMOBILIZARI NECORPORALE (CONTINUARE)

	Alte imobilizari necorporale	Licente si software	Imobilizari necorporale in curs	Total
AMORTIZAREA CUMULATA
Sold la 1 Fanuarie 2016	4.104	68.401		72.505
Cheltuiala cu amortizarea Amortizarea cumulata a iesirilor		2 915 (7.517)		2.915 (7.517)
Sold la 31 decembrie 2016	4.104	63.799		67.903
Sold la 1 Ianuarie 2015	4.104	62.441		66.545
Cheltuiala cu amortizarea Amortizarea cumulata a iesirilor		6.483 (223)		6.483 (523)
Sold la 31 Decembire 2015	4.104	63.401		72-505
VALOAREA CONTABLA NETA
Sold la 31 Decembrie 2016		6.498	8.277	14.775
Sold la 31 Decembrie 2015		6.701	28.450	35.151

Valoarea neta a imobilizarilor necorporale in curs a scazut in principal fata de 31 decembrie 2015 prin:

· aport in natura al CNTEE Transelectiva SA la capitalul social al Filialei SC OPCOM SA pentru "Bursa comerciala de energie electrica OPCOM" si "Bursa regionala de energie electrica OPCOM" finantate din fonduri ale BIRD, conform Hotararii nr. 6 a AGEA/15.06.2016 a SC OPCOM SA si Certificat de inregistrare mentiuni din 11.07.2016-22.587;
· cheltuieli inregistrate de Grup la scoaterea din evidenta a imobilizarii necoporale in curs "Bursa regionala de energie electrica OPCOM", in baza Raportului de evaluare nr. 786/15.03.2016 emis de catre IPA Audit&Consultanta SRL - 363.

In anul 2016, cele mai mari transferuri din imobilizari corporale sunt representate in principal de punerea in functiune a obiectivelor de investiții, astfel:

· Licente software diverse Adobe, Autocad, CoreiDraw, Oracle, Acrobat XI Pro, etc 762;
· Licente software NEPLAN + licente module CIMXML 7 Software NEPLAN: 2 licente noi, 5 module CIM/XML si up-grade pentru 13 licente NEPLAN +5 licente module CIM/XML - 705;

Pentru imobilizarile necorporale in curs cele mai mari intrari in anul 2016 au fost:

· Inlocuire componente sistem EMS SCADA AREVA Componenta software 2.778;
Licente software diverse Adobe, Autocad, CorelDraw, Oracle, Acrobat XI Pro, etc 762;
Licente software NEPLAN + licente module CIM/XML 7 Software NEPLAN (2 licente noi, 5 module CIM/XML) si up-grade pentru 13 licente NEPLAN + 5 licente module CIM/XML - 705.

Soldul imobilizarilor necorporale in curs de executie la 31 decembrie 2016 este reprezentat in principal de:

Arhivarea si gestiunea documentelor in format electronic si automatizarea fluxului, care isi propune automatizarea fluxului de documente, conventelor din format fizic in format electronic, managementul si arhivarea acestora, in valoare de 5.474;
· Servicii de asistenta tehnica pentru obiectivul de investii Extensie MIS Solutie raportare avansata si planificare bugciara, care isi propune extensia sistemului MIS cu o componenta de Business Intelligence ce cuprinde atat functionalitati de raportare si benchmarking a Indicatorilor de Performanta, cat și functionalitati de previzionare si planificare, in valoare de 3.048;
· Inlocuire componente sistem EMS SCADA AREVA componenta software, componental Party 2.778;
· Extindere servicii de asigurare a continuității afacerii și recuperare în urma dezastrelor 3

7. STOCURI

La 31 decembrie 2016 si la 31 decembrie 2015 stocurile se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Piese de schimb	24.079	24.599
Consumabile si alte materiale	6.849	8.273
Materiale auxiliare	9.173	10.583
Alte stocuri	5.617	2.739
Total	45.475	46.194

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 ajustarile pentru deprecierea stocurilor se prezinta dupa cum urmeaza:

31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
4.289	2.139
4.323	4.197
35	રે રે
8.647	6.372

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 evoluția ajustarilor pentru deprecierea stocurilor se prezinta astfel:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Sold la 1 ianuarie	6.372	4.034
Recunoastere provizioane	2.275	2.357
Reversare provizioane		19
Sold la sfarsitul perioadei	8.647	6.372

In cursul anilor 2016 si 2015 chettuielile efectuate cu consumul de materiale si piese de schimb se prezinta asffel:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Cheltuieli privind piese de schimb	18.524	27.455
Cheltuieli privind alte materiale consumabile	4.629	4.576
Cheltuieli privind alte materiale	1.890	1.855
Cheltuieli cu materiale auxiliare	396	ਵੀ ਤੋ
Cheltuieli privind combustibilul	2.302	2.387
Total	27.741	36.916

CREANTE COMERCIALE SI ALTE CREANTE

La 31 decembrie 2016 si la 31 decembrie 2015 creantele comerciale si alte creante se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Creante comerciale	878.374	689.981
Alte creante	134_009	188.243
Avansuri catre furnizori	19.171
Fonduri nerambursabile de recuperat		21.666
TVA de recuperat	28.433	5.239
Provizion pentru creante comerciale incerte	(103.381)	(89.312)
Provizion pentru alte creante incerte	(92.274)	(86.429)
Total	864.332	729.388

8. CREANTE COMERCIALE SI ALTE CREANTE (CONTINUARE)

Creante comerciale

Structura creantelor comerciale se prezinta astfel:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Clienti - piata de energie din care:	863.707	679.682
- clienti - activitate operationala - energie	428.634	400.984
- clienti - piata de echilibrare - clienti - schema de sprijin de tip bonus pentru promovarea	255.981	110.268
cogenerarii de inalta eficienta	179.093	168.429
Alti clienti	14.667	10.299
Total	878.374	689,981

CNTEE Transelectrica SA isi desfasoara activitatea operationala in baza Licentei de functionare nr.161/2000 emisa de ANRE, actualizata prín Decizia Presedintelui ANRE nr. 802/18.05.2016, pentru pressarea serviciului de transport al energiei electrice, pentru prestarea serviciului de sistem si pentru administrarea pietei de echilibrare.

La data de 31 decembrie 2016, clientii in sold din activitatea operationala si piata de echilibrare inregistreaza o crestere fata de 31 decembrie 2015 determinata in principal de:

cresterea cantitatii de energie electrica transportata;
cresterea volumului tranzaciilor pe piata de echiibrare in luna decembrie 2016 fâta de luna decembrie 2015, determinand cresterea creantelor aflate in sold la data de 31 decembrie 2016 fata de 31 decembrie 2015;
incasarea in data 3 ianuarie 2017 a creante pietei de echilibrare scadente in data de 30 decembrie 2016,

Principalii clienti in sold pe piata de energie electrica sunt reprezentati de: CIGA Energy, RAAN, Electrica Furnizate, Societatea Energetica, Enel Energie, Enel Energie Muntenia, Opcom. Ponderea principalilor clienti pe piata de energie electrica este de circa 49% in total creante comerciale.

· CNTEE Transelectrica SA desfasoara activitatile aferente schemei de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerarii de inalta eficienta, in calitate de administrator al schemei de soriiin, in conformitate cu prevederile HGR nr. 1215/2009 cu completarile si modificarile ulterioare, "principalele atributii fiind de colectare lunara a contributiei pentru cogenerare si plata lunara a bonusurilor".

La data de 31 decembrie 2016, Compania inregistreaza creante de sprijin de tip bosus pentru promovarea cogenerarii de inalta eficienta in proximativ 21% (31 decembrie 2015 - 25%) din total creante comerciale.

Clientii din schema de sprijin tip bonus pentru promovarea cogenerarii de inalta eficienta inregistreaza la data de 31 decembrie 2016 o crestere determinata in principal de neachitarea la scadenta a contributiei pentru cogenerare de inalta eficienta datorata de furnizorii de energie electrica.

In perioada 01 ianuarie - 31 decembrie 2016, sumele aferente schemei de sprijin tip bonus s-au diminuat, dupa cum umeaza:

suma de 11.843 reprezentand supracompensare pentru anul 2014, din care incasari prin tranzactii bancare in suma de 5.053 (Termo Calor - 196 si Electrocentrale Oradea - 4.857) si incasari pe baza de compensari efectuate prin Institutul de Management si Informatica (conform HG nr. 685/1999) in suma de 6.791 (Electrocentrale Oradea);
suma de 96.646 reprezentand supracompensare pentru anul 2015, din tranzactii bancare in suma de 12.362 (CET Grivita, Veolia Prahova, Veolia Iasi, Thermoenergy) si incasari pe baza de compensari efectuate prin Institutul de Management si Informatica (conform HG nr. 685/1999) in suma de 84.284 (Complex Energetic Oltenia, Enet si Electrocentrale Bucuresti);
suma de 2.675 reprezentand bonus necuvenit pentru anul 2015, din care incasari prin tranzactii bancare in suma de 325 (Electrocentrale Bucuresti) si incasari pe baza de compensari efectuate prin Institutul de Management si Informatica (conform HG nr. 685/1999) in suma de 2.350 (CET Arad si Energy Cogeneration).

La data de 31 decembrie 2016, Compania inregistreaza creante de incasat in suma de 123.569, reprezentate de facturile emise aferente schemei de sprijin de tip bouus pentru promovarea cogenerarii de inalta eficienta, din care:

supracompensare pentru perioada 2011-2013 in suma de 76.702, respectiv de la RAAN 63.467 si CET Govora SA -13.235:
supracompensare pentru 2014 in suma de 1.394, respectiv de la Electrocentrale Oradea 1.39/
bonus necuvenit pentru 2014 in suma de 3.915, respectiv de la RAAN 1.981, CET Govo -

8. CREANTE COMERCIALE SI ALTE CREANTE (CONTINUARE)

bonus necuvenit pentru 2015 in suma de 564, respectiv de la CET Govora 534, Interagro 30;
supracompensare pentru 2015 in suma de 13.234, respectiv de la Electrocentrale Oradea 13.234.
contributie pentru cogenerare neincasata de la furnizorii consumatorilor de energie electrica, in suma de 27.761, respectiv: Transenergo Com - 4.741, Enel Energie - 4.693, Enel Energie Muntenia - 4.611, PetProd - 4.391, Romenergy Industry - 2.680, RAAN- 2.386, UGM Energy - 1.814 si altii.

Pentru stingerea creantelor generate de supracompensarea pentru perioada 2011-2013, Compania a solicitat producatorilor efectuarea de compensari reciproce. RAAN nu a fost de aceasta modalitate de stingere a creantelor si datoriilor reciproce, motiv pentru care Compania a aplicat si aplica in continuare prevederile art. 17 alin. 5 din Ordinul presedintelui ANRE nr. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea modului de colectare a contributiei pentru cogenerarea de inalta eficienta si de plata a bonusului pentru energia electrica produsa in cogenerare de inalta eficienta: "in cazul in care producatorul nu a achitat integral catre administratorul schemei de sprijin obligatile de plata rezultate in conformitate cu prevederile prezentului regulament, administratorul schemei de sprijin plateste producatorului diferenta dintre valoarea facturilor emise de producator si obligatiile de plata ale producatorului referitoare la schema de sprijin, cu mentionarea explicita, pe documentul de plata, a sumelor respective" si a retinut de la plata sumele de sprijin cuvenite.

CNTEE Transelectrica SA a incheiat cu CET Govora SA o convensare si esalonare la plata a sumelor reprezentand creante din contravaloarea supracompensarii pentru perioada 2011-2013 si a bonusului necuvenit pentru anul 2014 (Conventia nr. C 135/30.06.2015 si Actul aditional nr. 1/04.08.2015). Durata Conventiei a fost de 1 an (perioada iulie 2015-august 2016) si a prevazut de a calcula si incasa penalitati pe perioada esalonarii la plata.

In baza Conventiei, au fost compensate creatiele Companiei de incasat de la CET Govora SA ou datoriile catre CET Govora SA, reprezentate de bonus de cogenerare pentru perioada mai 2014 retinut prin aplicarea prevederilor art. 17 alin.5 din Ordinul presedintelui ANRE nr. 116/2013 si a prevederilor din Conventie, in suma de 40.507.669.

Ca umare a suspendarii in instanta, prin Sentinta civila nr. 3185/27.11.2015, a Deciziei ANRE m. 738/28.03.2014 prin care a fost stabilita valoarea supracompensarii pentru perioada 2011-2013, CET Govora SA nu a mai respectato bligatiile asumate prin Conventie.

Incepand cu data de 9 mai 2016, pentru CET Govora s-a deschis procedura generala de insolventa. In vederea recuperacii creantelor izvorate inaintea deschiderii de insolventa, Compania a umat procedurile specifice prevazute de Legea nr. 85/2014 - Legea insolventei si a solicitat instantei admiterea creantelor, potrivit legii.

Avard in vedere cele prezentate, incepand cu data de 9 mai 2016, Compania a sistat aplicarea prevederilor art. 17,5 din Ordinul presedintelui ANRE nr. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilitea modului de colectare a contributiei pentru cogenerarea de inalta eficienta si de plata a bonusului pentru energia clectrica produsa in cogenerare de inalta eficienta si a achitat lunar catre CET Govora bonusul de cogenerare.

Prin Decizia civilă nr. 243005.10.2016, Înalta Curte de Casație și Justiție a admis recursul declarat de ANRE înnotriva Sentinţi civile nr. 3185/27.11.2015, a casat în parte sentinţa atacată şi a respins cererea de suspendare formulată de CET Govora, hotarârea fiind definitivă. Astfel, începând cu data de 05.10.2016, efectele Deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014 nu mai suspendate, producând efecte pe deplin.

In aceste condiții. Compania adiva dispozițiile art. 17 alin 5 din Ordinul ANRE nr. 116/2013 pentru datoriile si creanțele reciproce nascute ulterior procedurii in sensul retinerii bonusului datorat CET Govora SA pana la concenta sumelor aferente schemei de sprijin neachitate Companiei.

In luna septembrie 2016, CNTEE Transelectrica SA a incheiat cu SC Termoficare Oradea un contract de preluare a datoriei SC Electrocentrale Oradea reprezentand supracompensarea pentru anul 2014 si 2015. Datoria preluata, in suma de 29.259, a fost esalonata in 24 rate lunare (31.10.2016-30.09.2018), iar suma de 9.775 a fost reclasificata la creatte pe termen lung, avand scadenta mai mare de I an.

Avand in vedere prevederile Hotaranii de Guvern 925/2016 cu modificarile ulterioare, prepentata mai sus in Nota 1, Societatea nu inregistreaza provizioane pentru schema de sprijin, valoarea nerecuperata a acession creante umand a fi inclusa in contributia pentru cogenerare.

8. CREANTE COMERCIALE SI ALTE CREANTE (CONTINUARE)

Alte creante

La data de 31 decembrie 2016, alte creante in suma de 133.916 includ in principal:

penalitati de intarziere la plata calculate ciientilor rau platnici, in suma de 25.925 reprezinta penalitati aferente schemei de sprijin). Cele mai mari penalitati de intarziere la plata au fost inregistrate de clientii: RAAN (16.901), SC CET Govora (9.607), SC Èco Energy SRL (8.910), SC Petprod SRL (8.895), Arcelor Mittal Galati (3.993), Total Electric Oltenia (3.289). Pentru penalitatile calculate pentru plata cu intarziere a creantelor din activitatea operationala au fost inregistrate ajustari de depreciere;

creante de recuperat de la ANAF in suma de 44.443 (a se vedea paragraful de mai jos);
creanta de recuperat de la OPCOM reprezentand TVA-ul aferent aportului in natura la capitalul filialei in suma de 4.517 - cheltuieli inregistrate in avans in suma de 10.574 reprezentate in principal de avansuri la contractele incheiate cu furnizorii de energie electrica necesara acoperirii consumului propriu tehnologic pentru perioadele viitoare (8.501), comision de garantare pentru creditul BEI 25710 (90) si comision de acordare credit ING (681), mentenanta si asistenta tehnica (225), chirii (585);
alte creante imobilizate in suma de 4.386, din care 4.068 repreziota garantii pentru ocuparea a terenului, calculate si retinute in conformitate cu art. 39 alin. (1) si alin. (5) din Legea nr. 46/2008 privind Codul Silvic, in vederea realizarii obiectivului de investitii LEA 400 kV Resita - Pancevo (Serbia).

Litigiu cu Agentia Nationala de Administrare Fiscala ("ANAF")

Transelectrica se afla in litigiu cu ANAF care a emis un raport de inspectie fiscala in data de 20 septembrie 2011 privind rambursarea TVA pentru perioada septembrie 2005 - noiembrie 2006 pentu un numar de 123 facturi neutilizate icentificate ca fiind lipsa (acestea au fost distruse in incendiul izbucnit in noaptea de 26-27 iunie 2009, la punctul de lucru din cladirea Millenium Business Center din str. Armand Calinescu nr. 2-4, sector 2, unde Compania isi desfasura activitatea), documente cu regim special, si pentru care a estimat o taxa pe valoarea in suma de 16.303 plus accesorii in suma de 27.196. Valoarea totala a acestor obligatii este in suma de 43.499. Contravaloarea acestor obligatii a fost retinuta din TVA-ul platit de catre Companie in luna noiembrie 2011. Ulterior, Compania a constatat ca sumele virate drept TVA curent au fost luate in considerare pentru plata sumelor din raportul de inspectie fiscala mentionat mai sus. Astfel, Compania a fost nevoita sa plateasca majorari de 944 aferente TVA-ului ce ar fi trebuit achitat in luna noiembrie 2011, pentru a nu inregistra datorii restante fata de bugetul de stat. In total, in anul 2011 Compania a achitat suma de 44.443.

Transelectrica a apelat la toate mijloacele legale de contestare a deciziei de impunere a ANAP, sens in care a fost depusa contestatie la ANAF impotriva deciziei de impunere si a solicitat suspendarea executarii deciziei de impunere para la solutionarea pe cale administrativa a contestatiei depusa la ANAF. Instanta a respins solicitarea de suspendare a executarii raportului de inspectie fiscala.

Compania considera ca baza de impunere nu a fost determinata de catre ANAF in mod rezonabil, functie de caracterul integral reglementat al activitatii pe piata de energie electrica, aceasta fiind stabilita proportional cu numarul si valogrea facturilor emise in perioada supusa verificarii. Transelectrica s-a considerat indreptatita sa introduca o actiune in instante, intrucat este de parere ca ANAF nu a avut in vedere toate datele si relevanta pentru estimare, asa cum prevedea Codul de procedura fiscala aplicabil la acea data. Astfel, Compania a actionat in judecata ANAF-al la Curtes de Apel Bucuresti in august 2012 pentru recuperarea sumei si a solicitat in probatoriu sa fie admise proba cu inscrisuri si proba cu expertiza judiciara contabila.

La data de 18 septembrie 2013 a fost intocrit raportul de expertiza care a fost depus la dosanul cauzei la termenul din 20 septembrie 2013. La termenul din 18 octombrie 2013 partile au formulat obiectiuni cu privice la raportul de expertiza judiciara care au fost incuviintate de catre Curtea de Apel la temenul din 15 noiembrie 2013, si care au fost comunicate expertului desemnat. La termenul din 7 martie 2014, expertul a prezentat raspunsul la obiectiunile formulate de Comparie. Fata de veniturile avute in vedere de ANAF, in raport de care a fost estimata de ANAF taxa pe valoarea colectato in suma de 16.303, raportul de expertiza contabilis judiciara a constatat existenta unor venituri nejustificate in suma de 551, suma la care ar fi trebuit calculata taxa pe valoarea adaugata si accesorii la aceasta. Sedinta a fost amanata pentru a se lua la cunostinta continutul raspunsului la obiectiunile raportului de expertiza.

La termenul din data de 30.04.2014, solutia pronuntata de instanta de fond - Curtea de Apel Bucuresti, Sectia a VIII-a Contencios Administrativ si Fiscal (Hotarare nr. 1356/2014) in Dosar nr. 6657/2/2012 a fost urmatoarea: "Respinge cererea reclamantei CNTEE Transelectica SA (Contestatie impotriva Actului administrativ fiscal ANAF)", Compania a declarat recurs prin formularea cerenii de repunere in termen depusa in acest dosar, cu termen de judecata fixat la 07.04.2016, sedinta ce a avut loc la Inalta Curte de Casatie si Justitie, Sectia Contencios Administrariy şi Fiscal. In data de 07.04.2016, din lipsa de procedura, s-a stabilit un nou termen pentru data de 02.06.2016, termen la ramas in pronuntare, amanand promuntarea pentru data de 16.06.2016.

8. CREANTE COMERCIALE SI ALTE CREANTE (CONTINUARE)

La acest termen, Inalta Curte de Casatie si Justitie - Sectia Contencios Administrativ si Fiscal a pronuntat decizia nr. 1945/16.06.2016, prin care a dipus urmatoarele: "Admite cererea și repune pe recurenta-reclamantă în termenul de declarare a recursului. Respinge recursul declarat de Compania de Transport al Energiei Electice "Transelectrica" împotriva Sentinței nr.1365 din 30 aprilie 2014 a Curții de Apel București - Secția a VII-a contencios administrativ şi fiscal, ca nefondat. Irevocabilă. Pronunțată în şedință publică, astăzi, 16 iunie 2016. "

Decizia Nr.1945/16.06.2016 pronuntata de Inalta Curte de Casatie si Justitie a fost comunicata Companiei prin fotocopierea acesteia.

Imporiva Decizia Nr.1945/16.06.2016 s-a formulat Contestatie in anulare ce a fost depusa la Inalta Curte de Casatie si Justitie. La data de 01.03.2017, Inalta Curte de Casatie si Justitie a dispus prin decizia nr. 779 urnatoarele: "respinge exceptia indimisibilitatii contestatiei in anulare formulata de contestatoarea Transelectrica SA, invocata prin intampinare de întimata Directia Generala de Administrare a Marilor Contribuabili. Respinge contestatia în anulate formulata de contestatoarea Transelectrica SA impotriva deciziei civile nr. 1945 din 16 iunie 2016 a Inaltei Curti de Casatie si Justitie -Sectia de contencios administrativ si fiscal, pronuntat in dosarul nr. 6657/2/2012, ca nefondata. Irevocabila"

Avansuri catre furnizori

La 31 decembrie 2016, avansurile achitate catre fumizori sunt reprezentate de fumizori debitori pentru prestari servicii in suma de 19.155, din care 19.133 reprezinta sume din tranzactiile aferente mesanismului de cuplare prin pret. Aplicarea mecanismului de cuplare prin pret a inceput în data de 19 noiembrie 2014, data la care Projectul "4 Market Market Coupling" care prevede unirea pietelor de energie electrica PZU (Pista Zilei Urmatoare) din Romania, Ungaria, Cehia si Slovacia a intrat in faza de operare. In cadrul mecanismului de cuplare primu ziua urmatoare, bursele de energie electrica coreleaza, pe baza de licitatii, tranzactiile cu entru ziua urmatoare tinand seama de capacitatea de interconexiune pusa la dispozitie de OTS prin care se realizeaza alocarea implicita a acesteia. CNTEE Transelectrica SA, in calitate de OTS, transfera energia electrica, at si comercial, catre OTS vecin (MAVIR-Ungaria) si administreaza veniturile din congestii pe interconexiunea respectiva (art. 139 din Ordinul ANRE nr. 82/2014), iar in relatie cu SC OPCOM SA are calitatea de Participant Implicit In Piata Zilei Urnatoare.

In calitate de Agent de Transfer si de Participant Implicit, CNTEE Transelectrica SA are sarcina comerciala de a deconta energia tranzactionata intre SC OPCOM SA si MAVIR.

Ajustari pentru deprecierea creantelor comerciale incerte si pentru alte creante incerte

Politica Transelectrica este a de a înregistra ajustari de depreciere pentru pierdere de 100% pentru cilentii in litigiu, in insolventa si 100% din creantele comerciale si alte creante neincesate intr-o perioada mai mare de 180 zile, cu exceptia crestante generate de schema de sprijin. De asemenea, Compania efectueaza si o analiza îndividuala a creantelor comerciale si a altor creante neincasate.

Cele mai mari ajustari de depreciere la 31 decembrie comerciale comerciale si penalitatile aferente acestora, au fost inregistrate pentru SC Petprod SRL (29.242), SC Eco Energy SRL (24.736), SC Total Electric Oltenia SA (14.186), Romenergy Industry (13.019), RAAN (8.662), Also Energ (7.177), Orcom (4.517), Pentru recuperares creantelor ajustate pentru depreciere, Compania a luat urmatoare in instanta, inscriere la masa credala etc.

La aceasi data, Compania are inregistrata o ajustare a creantei in valoare de 44.443 aferenta obligatiilor totale platite catre ANAF.

Expunerea la risoul de incasare, precum si ajustarile de valoare aferente creantelor comerciale sunt prezentate in Nota 29

Creante pe termen lung

La data de 31 decembrie 2016, Grupul inregistreaza creante de incasal pe termen lung in suma de 9.775, reprezentand creante comerciale esalonate la plata, cu scadenta mai mare de 1 an, aferente de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerarii de inalta eficienta.

In lura septembrie 2016, CNTEE Transelectrica SA a incheiat Contractul de preluare a datoriei nr. C 177/26.09.2016 cu SC Termoficare Oradea SA, in calitate de "nou debitor", si cu SC Electrocentrale Oradea SA, in calitate de "debitor initial".

SC Termoficare Oradea SA se obliga sa achite suma de 29.259, reprezentand supracompensarea activitatii SC Electrocentrale Oradea SA in perioada 2014-2015, in 24 rate lunare, pana la data de 30.09.2018.

Astfel, suma de 9.775, cu scadenta mai mare de 1 an, a fost reclasificata in categoria creantelor pe ter reprezentata de supracompensare pentru anul 2015.

ALTE ACTIVE FINACIARE 9.

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 situatia altor active financiare se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Depozite bancare cu o maturitate mai mare de 90 zile	135.090	70.085
Total	135.090	70.085

Depozitele bancare cu maturitate mai mare de 90 zile, constituite banesti aflate in conturi curente, sunt in suma de 135.090 la 31 decembrie 2016 si de 70.085 la 31 decembrie 2015.

10. NUMERAR SI ECHIVALENTE DE NUMERAR

La 31 decembrie 2016 si la 31 decembrie 2015, numerarul si echivalentele de numerar se prezința dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Conturi curente la banci si depozite cu maturitate
initiala mai mica de 90 de zile	852-588	768.402
Numerar din cogenerare de malta eficienta	107.812	175.599
Numerar din veniturile aferente alocarii capacitatilor de interconexiune
utilizate pentru investitii in retea	77.026	58.727
Certificate de trezorerie		ਧੇਰੇ
Casa	89	52
Alte echivalente de numerar		t
Total	960.489	1.002.829

Depozitele bancare cu maturitate mai mica de 90 zile, constituite din disponibilitatile banesti aflate in conturi curente (inclusiv depozitele din cogenerare), sunt in suma de 688.11.5 la 31 decembrie 2015.

11. CAPITALURI PROPRII

Capitalul social

In conformitate cu prevederile OUG nr. 86/2014 privind stabilirea unor măsuri de nivelul administraţiei publice centrale și pentru modificarea și completarea unor acte normative, la data de 2015 a fost inregistrat în Registul actionarilor Companiei transferul celor 43.020 actiuni din contul Statului Roman din administrarea Secretariatului General al Guvernului, in contul Statului Roman in administerului Economiei, Conerțului și Turismului.

In baza prevederilor art. 2 din OUG nr. 55/19 noiembrie 2015 privind stabilirea unor măsuri de reorganizare la nivelul administrației publice centrale și pentru modificarea unor acte normalive, a fost înființat Ministerul Economiei. Comerțului și Relațiilor cu Mediul de Afacei (MECRMA), prin reorganizarea și preluarea activităților Ministerului Economiei, Comerțului, și Turismului, care s-a desființa, și prin preluarea activității și a structurilor în domeniul întreprinderilor mici şi mijlocii şi mediului de afaceri de la Ministerul Energiei, Întreprinderilor Mici şi Mijlocii şi Mediului de Afaceri.

La sfarsitul ficearei perioade de raportare, capitalul social subscris si varsat integral al Companiei pin suma de 733.031.420 este impartit în 73.303.142 actiuni ordinare cu o valoare nominala de 10 leifactiune si corespluble cu cel inregistrat la Oficiul Registrului Comertului.

11. CAPITALURI PROPRII (CONTINUARE)

Structura actionariatului la 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 este dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016		31 decembrie 2015
Actionar	Nr. de actiuni	% din capitalul social	Nr. de actiuni	% din capitalul socia
Statul Roman prin MECRMA	43.920.309	28 €0%	43.920.309	58.69%
Alti actionari persoane juridice	3 949 105	5.39%	3.949.105	5.39%
Alti actionari persoane fizice	26.333.728	35.92%	26.333.728	35.92%
Tota	73.303.142	100.00%	73.303.142	100.00%

Incepand cu data de 29 iulie 2016 si pana la data intocrairii financiare, participatia S.I.F. Oltenia a scazut sub pragul de 5%.

Compania recunoaste modificarile in conditiile prevazute de legislatia in vigoare si numai dupa aprobarca lor in Adunarea Generala Extraordinara a Actionarilor si inregistrarea la Oficiul Registrului Comertului.

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 capitalul social se prezinta astfel:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Capital social (valoare nominala) Diferente aferente retratarii conform IAS 29	733.031	733.031
Soldul capitalului social	733.031	73.031

Actionarii au dreptul la dividende si fiecare actiune confera un cadrul adunarilor Companiei.

Valoarea dividendelor cuvenite actionarilor, repartizate din profitul anului 2015, conform Hotararii AGA nr.3/28.04.2016, a fost in suma de 194.253, plata acestora efectuardu-se prin intermediul Central incepand cu 28 iunie 2016.

Valoarea dividendelor neplatite, aflate in sold la 31 decembrie 2015 este de 1.313 si respectiv 1.387.

Prima de emisiune

Toate actiunile nou emise in cadrul majorarii de capital ce a avut loc prin oferta publica initiala primara in anul 2006 au fost subscrise si platite integral la prima de emisiune in valoare de 49.843, respectiv diferenta dintre pretul de emisiune a actiunilor si valoarea nominala a acestora a in contul de rezerve al Companiei.

Rezerve legale

Rezervele legale in suma de: 116.552 la 31 decembrie 2016 si 99.599 la 31 decembrie 2015, reprezinta rezerve legale constituite conform legislatiei in vigoare aplicabila si nu pot fi distribuite. Compania transfera care rezerva legala cel putin 5% din profitul anual contabil (OUG nr. 64/2001, Legea nr. 571/2003) pana cand soldul cumulat atinge 20% din capitalul social varsat.

Rezerve din reevaluare

Rezerva din reevaluare este in suma de 458.184 la 31 decembrie 2016 si in suppode 512.781 la 31 decembrie 2015. La 31 decembrie 2015, cladirile si instalatiile speciale au fost reevaluate de catre SC 1PA Audit & Consultanta SRL, evaluator independent autorizat de catre Uniunea Nationala a Evaluatorilor Autorizati din Portania ("ANEVAR").

CAPITALURI PROPRII (CONTINUARE) 11.

Alte rezerve

La 31 decembrie 2016, alte rezerve sunt in suma de 57.627 (56.368 la 31 decembrie 2015), din care 20.953 reprezinta valoarea fondurilor structurale primite de la Autoritatea de Management pentru Programul Operational Sectorial "Cresterea Competitivitatii Economice" si 32.718 reprezinta valoarea subventiilor din tarif de racordare, care au fost utilizate la finantarea lucrarilor de investitii receptionate privind bumeniului public al statului, iar 3.283 reprezinta valoarea terenurilor pentru care sunt obtinute certificate de atestare a dreptului de proprietate. Dupa cum este prezentat in Nota 24, terenurile pentru care s-au octinut titlurile de proprietate la valoarea pusta pe seama rezervelor, fiind urmate de o majorare a capitalului social dupa inregistrarea la Oficiul Registrului.

Rezultatul reportat

Rezultatul reportat este in suma de 1.714.462 la 31 decembrie 2016 si in suma de 1.608.506 la 31 decembrie 2015.

Din profitul realizat la data de 31 decembrie 2016 a fost repartizata la "Alte rezerve" suma de 78.045, din care:

suma de 50.583 reprezinta repartizarea veniturilor nete din alocarea capacitatilor de interconexiune realizate in anul 2016. In conformitate cu Regulamentul (CE) nr.714/2009 si Ordinul ANRE nr. 53/2013 veniturile din alocarea capacitatilor de interconexiune se utilizarea de învestitii în reteaua electrica de transport pentru mentinerea sau cresterea capacitatilor de interconexiune.

In aceste conditii, veniturile realizate in anul 2016 din alocarea capacitatii de interconexiune (net de impozitul pe profit si de rezerva legala) au fost repartizate prevazuta la art.1 lit.d) din OG nr.64/2001 "Alte repartizari prevazute de lege".

La repartizarea veniturilor din alocarea capacitatii de interconexiune realizate in anul 2016 pe destinatia "alte repartizari prevazute de lege" a fost luata in considerare corectia negativa in suma de 18.846 lei a venitului reglementat, ca element de corecte provenit din perioada tarifara 1 iulie 2014 - 30 iunie 2015 (846 lei) si din perioada tarifara 1 iulie 2015 - 30 iunie 2016 (18.000 lei), aplicata de ANRE la determinarea tarifului mediu de transport al energiei electrice pentru perioada tarifara 1 iulie 2016 - 30 iunie 2017. Astfel, suma de 18.846 lei nu devine sursa de finantare a investitiilor in mentinerea sissu cresterea capacitatii de intercontaliera a retelei electrice de transport din Romania, aceasta suma fiind utilizata in calcului tarifului de transport ca sursa complementara venitului obtinut din tariful de transport pentru acoperirea costurilor reglementate perioadelor tarifare 1 iulie 2014 - 30 iunie 2015 - 30 iunie 2016.

suma de 27.46 reprezinta rezerve a sumei profitului pentru care s-a beneficiat de scutire de impozit pe profit, mai putin partea aferenta rezervei legale, incepand cu data de 1 iulie 2014, conform prevederilor art. 22 din Legea nr. 227/2015 privind Codul fiscal, cu modificarile si completarile ulterioare

Propunerea de repartizare a profitului net la data de 31 decembrie 2016

Profitul contabil inregistrat de Companie la data de 31 decembrie 2016, pentru care se propune repartizarea, este de 278.823, mai mare cu 6.462 fata de profitul net contabil, deoarece suma de 6.462 reprezentand participarea salariatilor la profit se inregistreaza pe cheltuielile anului 2016 sub forma de provizion.

In aceste conditii, propunerea de repartizare pe destinatiile legale ramas dupa deducerea impozitului pe profit la data de 31 decembrie 2016, in suma de 278.823, este urmatoarea:

Destinația	Suma
[Profit contabil rămas după deducerea impozitului pe profit la data de 31 decembrie (2016 (include provizionul pentru participarea salariatilor la profit)	278.823
Repartizare profit contabil pe următoarele destinații:
Rezerva legală (5%)	16.953
Alte repartizari prevazute de lege - scutirea de la plata a impozitului pe profitul reinvestit	27.462
Alte repartizari prevazute de lege - venituri realizate in anul 2016 din alocarea capacitatii de interconexiune (net de impozitul pe profit si de rezerva legala)	20-283
Participarea salariaților la profit (cheltuiala cu provizion in 2016)	6.462
Dividende cuvenite actionarilor si alte rezerve constituite ca surse proprii de finantare	177.363
Profit nerepartizat

11. CAPITALURI PROPRII (CONTINUARE)

Propunerea de repartizare a profitului contabil rămas după deducerea împozitului pe profit la data de 31 decembrie 2016 s-a efectuat în conformitate cu prevederile legislației în vigoare, respectiv:

OG nr. 64/2001 - privind repartizarea profitului la societățile naționale, companiile naționale și societățile comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, precum și la regiile autonome, aprobată cu modificări prin Legea nr. 769/2001, cu modificările și completările ulterioare;
OMFP nr. 128/2005 - privind unele regiementări contabile agenţilor economici;
OMFP nr. 144/2005 - privind aprobarea Precizărilor privind determinarea sumelor care fac objectul repartizatii profitului conform OG nr. 64/2001 privind repartizarea profitului la societățile naționale, companiile naționale și societățiie comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, precum și la regiile autonome, aprobată cu modificări prin Legea nr. 769/2001, cu modificările şi completările ulterioare;
Legea nr. 227/2015 privind Codul fiscal, cu modificările și completările ulterioare;
Bugetul de venituri si cheltuieli pe anul 2016 aprobat prin Hotararea AGA nr. 1/28.03.2016;
Regulamentul (CE) nr. 714/2009 al Parlamentului din 13 iulie 2009 privind conditiile de acces la retea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrica si de abrogare a Regulamentului (CE) nr. 1228/2003;
Ordinul ANRE nr. 53/2013, cu modificarile ulterioare privind aprobarea Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice;

Referatul de aprobare a tarifului mediu pentru serviciul de transport transmis de ANRE cu adreșa nr. 54539/26.07.2016 privind datele luate in considerare de ANRE la stabilirea tarifelor pentru perioada tarifara 1 iulie 2014 -30 iunie 2015 si pentru perioada tarifara 1 iulie 2016 (inclusiv corectia pentru veniturile din alocarea capacitatii de interconexiune).

Profitul contabil pe anul 2016 rămas după deducerea impozitului pe profit s-a repartizat pe următoarele destinații:

a) - rezerva legală în sumă de 16.953, determinata în cota de 5% conform prevederilor at. 26 alin. (1) lit. a) din Legea nr. 227/2015 privind Codul fiscal, cu modificările și completările ulterioare;

b) • alte repartizari prevazute de 27.462, reprezentate de scutirea de la plata a impozitului pe profitul reinvestit, in conformitate cu prevederile at. 22 din Legea nr. 227/2015 privind Codul fiscal, cu modificarile si completările ulterioare;

c) - alte repartizari prevazute de 50.583, reprezentate de veniturile realizate in anul 2016 din alocarea capacitatii de interconexiune (sume nete de impozitul pe profit si de rezerva legala), repartizate conform prevederilor at. 1 lit. d) din OG nr. 642001 privind repartizarea profitului la societațile naționale, companiile naționale și societătie comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, precum și la regiile autonome, cu modificările și completările ulterioare, coroborat cu prevederile Regulamentului (CE) nr. 714/2009 si ale Ordinului ANRE nr. 53/2013 care prevad utilizarea veniturilor din alocarea capaciune pentru realizarea de investitii in retea pentru mentinerea sau cresterea capacitatilor de interconexiune.

La repartizarea veniturilor din alocarea capacitatii de interconexiune realizate in anul 2016 pe destinatia "alte repartizari prevazute de lege" a fost fuata in considerare corectia negativa in suma de 18.846 a venitului reglementat, ca element de corectie provenit din perioada tarifara 1 iulie 2015 (846 care suplimenteaza suma de 17.730 stabilita anterior de ANRE) si din perioada tarifara 1 iulie 2015 - 30 iunie 2016 (18.000), aplicata de ANRE la determinarea tarifului mediu de transport al energiei electrice pentru perioada tarifara 1 iulie 2016 - 30 iunie 2017. Astfei, suma de 18.846 nu devine sursa de finantare a investitiilor in mentinerea sissau cresterea capacitatii de interconexiune transfrontaliera a retelei electrice de transport din Romania, aceasta suma fiind utilizata in calculul tarifului de transport ca sursa complementara venitului oblinut din tariful de transport pentru acoperirea costurilor reglementate aferente perioadelor tarifare 1 iulie 2014 - 30 junie 2015 si 1 iulie 2015 - 30 iunie 2016;

d) - participarea salariaților la profiț în sumă de 6.462 - în limita a 10% din profitul nei, de nivelul unui salariu de bază mediu lunar realizat la nivelul Companiei cu numărul mediu de personal din anul 2016, conform prevederilor OG nr. 64/2001 privind repartizarea profitului la societatile nationale, si societatile comerciale cu capital integral sau majorile autonome, cu modificăile şi completările ulterioare, si prevederilor OMFP nr. 144/2005 pentru aprobarea Precizărilor privind determinarea sumelor care fac obiectul repartizării profitului conform OG nr. 64/2001;

Participarea salariaților la profit s-a reflectat în situațiile pentru anul 2016 prin consitițirea unui provizion pentru participarea salariaţilor la profit, conform prevederilor OMFP nr. 128/2005 privind urfeje (estementări contabile aplicabile agenților economici;

11. CAPITALURI PROPRII (CONTINUARE)

e) - dividendele cuvenite acţionarilor si alte rezerve constituite ca surse proprii de finantare în sumă de 177.363 urmeaza a fi repartizate in conformitate cu hotararea Adunarii Generale a Actionarilor.

Cu privire la stabilirea valorii dividendelor brute cuvenite acţionarilor se va tine cont de numărul de acţiuni existent la data întocnirii situaţiilor financiare ale anului 2016, respectiv 73.303.142 acţiuni, iar dividendul brut pe acţiune va fi stabilit considerand trei zecimale după virgulă. Totodata, la momentul elaborarii situatiilor financiare, Compania are in vedere urmatoarele documente:

Adresa Ministerului Economiei nr. 1258/21.03.2017 privind solicitares de repartizare sub forma de dividende a unei cote de 90% din profitul realizat al anului 2016 conform Memorandumului aprobat de Guvernul Romaniei cu tema Mandatarea reprezentaniilor statului in Adunarilor/Consilial de Administratie, dupa caz, la societatile nationale, companiile nationale si socital integral sau majoritar de stat, precum si la regiile aulonome, in vederea luarii masurilor ce se impun pentru repartizarea unei cote de minim 90% din profitul net realizat al anului 2016 sub forma de dividende/varsaminte la bugetul de stat;
Politica privind distributia de dividende a CNTEE Transelectrica SA, avizata de Consiliul de Supraveghere prin Decizia nr. 12/2016 si aprobata de Adunarea Generala a Actionarilor cu Hotararea nr. 1/28.03.2016.

12. VENITURI IN AVANS

Veniturile in avans sunt reprezentate in principal de racordare, alte subventii pentru investitii, fonduri europene nerambursabile de la Ministerul Fordurilor Europene, precum si venituri din vilizarea capacitatii de interconexiune.

Situatia veniturilor in avans la 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 se prezinta astfel:

	31 Decembrie 2016	Din care portiunea pe termen scurt la 31.12.2016	31 decembrie 2015	Din care portiunea pe termen scurt la 31.12.2015

Venituri inregistrate in avans - alocare capacitate din
interconexiune	6.579	6.579	2.761	2.761
Venituri inregistrate in avans-fonduri europene	1.320	1.320	107	107
Fonduri din tarif de racordare	319.026	21.082	342 553	20.808
Fonduri Europene	109.441	7.473	117.638	7.033
Alte subventii 18%	35.351	1.571	38.298	2.699
Tota	471.717	38.025	501.357	33.408

12. VENITURI IN AVANS (continuare)

Evolutia veniturilor in avans pe termen scurt in 2016 si 2015 se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Sold la inceputul perioadei	33.408	33.070
Incasari in avans aferente capacitatii de interconexiune	38.685	26.265
Incasari din fonduri europene	1.213	રેણે
Transfer din venituri in avans pe termen lung (tarif de racordare)	(413)	રેણ
Venituri din utilizarea capacitatii de interconexiune	(34.868)	(25.623)
Venituri din fonduri europene		(386)
Total	38.025	33.408

Evolutia veniturilor in avans pe termen lung in 2016 si 2015 se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Sold la începutul perioadei	467.949	देरे वैडेव
Subventii racordare	(2.951)	(38.265)
Reclasificare subventii racordare in patrimoniu public		(31.459)
Fonduri nerambursabile	33	10.924
Fonduri nerambursabile de restituit	(137)	(1.881)
Transfer in venituri in avans pe termen scurt	413	(26)
Reluarea la venituri a subvențiilor	(31.615)	(30.833)
Total	434.891	467.949

Suma de 1.259 reprezinta valoarea subventiilor din tarif de racordare, care au fost utilizate la finantarea lucrarilor de investitii receptionate in anul 2016 si care sunt aferente bunurilor ce apartin domeniului public al statului.

In data de 4 martie 2016, CNTEE Transelectrica SA a primit de la Ministere privind situatia Cererii de rambursare nr. 3/18.12.2015 pentru Reteinologizarea Statiei 400/110/20 XV Tulcea Vest, prin çare a fost instiintata ca a fost aprobata pentru plata suma de 4.827. Suma de 4.827 a fost incasata de Grup in data de 22 iulie 2016. Conform PV de icon aprovina polita o nica coma do 1001 Deixa do Tron Coller Home of Srea Moral Programa resiguir suppa de 1376.

IMPRUMUTURI 13.

Imprumuturi pe termen lung

La data de 31 decembrie 2016 si la 31 decembrie 2015, sumele datorate institutiilor de credit intr-o perioada mai mare de un an sunt urmatoarele:

Descriere	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
NIB PIL No 02/18 (a)	11.337	18.212
IBRD 7181 (b)	74.348	113,751
NIB PIL No 03/5 (c)	20.889	31.219
NIB PIL No 02/37 (d)	11.182	16.712
KfW 10431 (e)	9.522	19:435
KfW 11300 (f)	9.611	24.012
JBIC (g)		9.030
BRD (h)		6-600
EIB 25709 (i)	98.391	108.923
EIB 25710 (i)	105.910	116.447
BRD-ING (i)	05.363	133.020
Unsecured bonds (k)	200.000	200-000
Mai putin: Portiunea pe termen scurt a imprumuturilor pe
termen lung	(134.624)	(162.774)
Total imprumuturi pe termen lung, nețe de potiunea pe termen scurt ની પ્લ	501.930	634-590

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE INTOCMITE (Toate sumele sunt exprimate în mil LEI, daca nu este îndicat altfel) LA DATA DE 31 DECEMBRIE 2016 CN TRANSELECTRICA SA

IMPRUMUTURI (continuare) 13.

Situatia imprumuturilor pe termen lung la data de 31.12.2016

imprumut Maturitate conform	16,04,2018	15.01.2020	15.09.2018	17.09.2018	31.07.2017	31.07.2017	15.09.2016	31.08.2016	10.09.2025	11.04.2028	13.02.2019	19.12.2018
Rata dobanda	LIBOR 6M+0.9%	ultima comunicata 0,19%	EURIBOR 6M+0,85%	EURIBOR 6M+0.9%	EURIBOR 6M+0.6%	EURIBOR 6M+0.6%	3.1%	ROBOR 6M+1,25%	3.596%	3.856% si 2.847%	EURIBOR 6M+2.75%	6.1%
31.12.2016 Sold la (RON)	11.337	74.348	20.889	11.182	9.522	9.611			98.391	105.910	95.363	200.000	636.554
31.12.2016 Sold la (valuta)	2.635 USD	16.372 EUR	4.600 EUR	2.462 EUR	2.097 EUR	2.116 EUR	- JPY	- RON	21.667 EUR	23.323 EUR	21.000 EUR	200.000 RON
Valoare Imprumut (valuta)	18.442 USD	EUR 71.623	EUR 23.000	EUR 12.928	21.885 EUR	30.833 EUR	2.621.145 JPY	33.000 RON	32.500 EUR	EUR 32.500	42.000 FIFF	200.000 RON
acordaril Data	19.02.2003	15.07.2003	2.11.2004	25.02.2004	12.08.2004	2.08.2004	25.06.2004	10.02.2010	05.08.2010	05.08.2010	26.07.2012	19.12.2013
Imprumut Demumire	NIB PIL 02/18	BIRD 718	NIB PIL 03/5	NIB PIL 02/37	KfW 10431	KfW 11300	JBIC	BRD	BEI 25709	BEI 25710	GBRD	Obligatīuni negarantate
crt. Nr.

13. IMPRUMUTURI (continuare)

Imprumuturile pe termen lung sunt detaliate dupa cum umeaza:

a) Imprumutul acordat de NIB PIL nr. 02/18

Imprumutul a fost acordat de NIB in 2003. Suma totala datorata la 31 decembrie 2016 se ridica la 2,635 USD. Scopul imprumutului este finantarea reabilitarii Statiei Electrice 400/220 kV Slatina. Imprumutul este purtator al unei rate variabile a dobanzii LIBOR la sase luni plus o marja de 0,9%. Rambursarea este esalonata pe parcursul a 10 ani, in 20 transe, platibile intre 2008 si 2018.

b) Imprumut acordat de BIRD nr. 7181

Imprumutul a fost acordat de BIRD in 2003 pentru obiectivul «Piata de Electricitate». Suma datorata la 31 decembrie 2016 este de 16.372 EUR. Rata dobanzii este cea comunicata de BIRD in functie de costul de finantare. Rata dobanzii aferenta ultimei transe a fost de 0,19%. Rambursarea se face semestrial (pe 15 ialie a fiecarui an) incepand cu 15 iulie 2008, ultima rambursare fiind in data de 15 ianuarie 2020.

Acordul de imprumut cuprinde anumite clauze financiare: (i) indicele de acoperire al serviciului datoriei trebuie sa fie cel putin 1,3 si (ii) raportul dintre activele curente si obligatiile curente trebuie sa fie cel putin 1,2.

c) Imprumut acordat de NIB PIL nr. 03/5

Imprumulul a fost acordat de NIB la 12 noiembrie 2004 pentru obiectivul «Reabilitarea statiei electrice 400/220/110 kV Gutinas». Suma datorata la 31 decembrie 2016 este de 4.600 EUR. Rata dobanzii este EURIBOR la sase luni plus 0,85%, rambursarea se face semestrial, in rate egale incepand cu data de 15 martie 2009, ultima rata fiind in data de 17 septembrie 2018

d) Imprumut acordat de NIB PIL nr. 02/37

Imprumutul a fost acordat de NIB la 25 februarie 2004 pentru obiectivul «Reabilitarea statiei electrice 400/220 kV Rosiori». Suma datorata la 31 decembrie 2016 este de 2.462 EUR. Rata dobanzii este EURIBOR la sase luni plus 0.90%. rambursarea se face semestral, in rate egale incepand cu data de 15 septembrie 2008, ultima rata fiind in data de 15 septembrie 2018.

e) Imprumut acordat de KJW nr. 10431

Imprumutul a fost acordat de KrW la 12 august 2004 pentru obiectivul "Reabilitarea statiei electrice 400/220/110 XV Sibiu Sud". Suma datorata la 31 decembrie 2016 este de 2.097 EUR. Rata dobanzii este EURIBOR la sase luni plus 0,60%, rambursarea se face semestrial, in rate egale incepand cu data de 31 ianuarie 2008. ultima rata fiind in data de 31 iniie 2017.

f) Imprumut acordat de KfW nr. I 1300

Imprumutul a fost acordat de KfW la 12 august 2004 pentru obiectivul «Reabilitarea statiei electrice 400/220/100 Kv Bucuresti Sud». Suma datorata la 31 decembrie 2016 este de 2.116 EUR. Rata dobanzii este EURIBOR la sase luni plus 0,60%. rambursarea se face semestrial, in rate egale incepand cu data de 31 ianuarie 2008, ultima rata fiind in data de 31 iulie 2017.

g) Imprumut acordat de JBIC

Imprumutul a fost acordat de IBIC la 25 iunie 2004 pentru obiectivul «Reabilitarea statiei Brazi». Suma datorata la 31 decembrie 2016 este de zero IPY. Rata dobanzii este de 3,10%, rambursarea s-a efectuat semestrial, in rate egale incepand cu data de 15 martie 2007, ultima rata fiind in data de 15 septembrie 2016.

h) Imprumut acordat de BRD Groupe Societe Generale SA

Imprumutul a fost acordat de BRD - Groupe Societe Generale 2010 pentru finantarea unor proiecte de investitii privind modernizarea instalatiilor din statiile electrice Gura Ialomitei, Lacu Sarat, Isalnita si Gutinas, precum si finantarea altor proiecte cuprinse in programul de investitii pe perioada 2009 - 2010. Suma datorata la 31 decembrie 2016 este zero RON. Imprimutul este purtator al unei rate a dobanzii variabile ROBOR la sase luni plus o marja de 1,25%. Rambursarea este esalonata pe parcursul unei perioade de 5 ani, in 10 transe platibile infre 2012,si 2016.

13. IMPRUMUTURI (continuare)

i) Imprumut acordat de BEI 25709 si BEI 25710

Imprumuturile au fost acordate de BEI in august 2010 pentru a finanta modernizarea si reabilitarea Retelei Electrice de Transport din Romania. Valoarea fiecarui imprumut este de 32.500 EUR. Imprumutul ar. 25709 mu este garantat, in timp ce impramutul nr. 25710 este garantat de CitiBank Europe PLC. Dublin - Sucursala Romania. Perioada de rambursare este de 15 ani, cu o perioada de gratie de 2 ani. Rambursarea se face incepand din 2012 si pana in 2025 pentu imprumutul BEI 25709 (pe 10 martie si 10 septembrie a fiecarui an) si incepand cu 2013 si pana in 2028 peatru imprumutul BEI 25710 (pe 11 aprilie a fiecarui an). Rata dobanzii este 3,596% pentru imprumutul BEI 25709 si 3,856% si 2,847% pentru imprumutul BEI 25710.

Suma datorata la 31 decembrie 2016 pentru imprumutul BEI 25709 este de 21.666 EUR si pentru imprumutul BEI 25710 este de 23.323 EUR.

Acordul de imprumut BEI 25709 cuprinde anumite clauze financiare: (i) raportul dintre EBITDA si dobanzile afereate imprumuturilor pe termen lung platite in cursul anului trebuie sa fie cel putin 4,2; (ii) raportul dintre obligatiile pe temen lung si capitalurile proprii trebuie sa nu depaseasca 0,95.

Imprumutul BEI 25710 este garantat de catre CitiBank Europe PLC. Dublin - Sucursala Romania. Contractul prevede un comision de garantare de 0,46% pe an calculat la 115% di valoarea creditului ramas de rambursat. Contractul de garantare incheiat la 26 ianuarie 2011 curpinde anumite clauze financiare; (i) raportul dintre EBTDA consolidat si chelhaielle financiare nete consolidate trebuie sa fie cel putin 4,2; (ii) raportul dintre datoria neta totala si valcarea capitalurilor proprii trebuie sa nu depaseasca 0,95.

j) Imprunut acordat de ING Bank N.V., Ansterdam - Sucursala Bucuresti si BRD-Groupe Societe Generale SA

Imprumutul acordat in iulie 2012 de cate consortiul format din ING Bank N.V. Amsterdam - Sucursala Bucuresti si BRD - Group Societe Generale SA. Este destinat finantarii urmatoarelor investitii: modemizarea statiei 400/200/110/20kv Lacu Sarat, modemizarea statiei 220/10kv Miniia, sisteme integrate de securitate in statii si inlocuirea autotransformatoarelor si transformatoarelor in statile electrice. Perioada de rambursare este de 84 de luni cu o perioada de gratie de 24 luni, cu rambursari semestriale egale incepand din august 2014. Imprumutul are o rata variabila EURIBOR pe 6 luni cu o marja de 2.75%. Imprumutul este garantat 122,5% prin cesiune de creante. Suma datorata la data de 31 decembrie 2016 este de 21.000 EUR

Contractul include anumite clauze financiare: i) raportul dintre EBTTDA si cheltuieille financiare sa fie de minim 4,2; il) raportul dintre datoria totala neta si EBITDA sa fie de maxim 3,5.

k) Emisiunea de obligatiuni

Adunarea Generala Extraordinara a CN Transelectrica SA prin hotararea nr. 7 din data de 30.09.2013, a aprobat plafonul de pana la 900 milioane RON pentru emisiuni in perioada 2013-2017, din care, in perioada 11 decembrie 2013 - 18 decembrie 2013 s-au emis obligatiuni in valoare de 200.000 RON, printr-o oferta publica primara pe piata interna de capital. Obligatiunile sunt nes sunt convertibile in actiuni. Rata de dobanda a obligatiunitor este de 6,1%an, dobanda fiind platita anual la datele decembrie 2015, decembrie 2016, decembrie 2017 si decembrie 2018. Obligatiunile sunt scadente in data de 19 decembrie 2018.

In urma avizului acordat de catre Consiliul Bucuresti reunit in sedinta din data de 14 ianuarie 2014. incepand cu data de 16 ianuarie 2014 obligatiunile corporative ale Companiei sunt tranzactionate la Bursa de Valori Bucuresti, sectorul Titluri de Credit - categoria 3 Obligatiuni corporative sub simbolul TEL18.

Pe intreaga perioada in care obligatiunile nu sunt rascumparate integral, Compania se obliga sa respecte anumiti indicatori financiari: (i) Rata de Acoperire a Dobanzii sa fie egala sau mai mare de 4,2 ; (ii) Raportul dintre Datorii si Capital sa fe mai mic sau egal cu 0.95.

La data de 31 decembrie 2016, indicatorii financiari aferenti contractelor de credit, inclusiv din em au fost indepliniti.

13. IMPRUMUTURI (continuare)

Portiunea pe termen lung a imprumuturilor va fi rambursata dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Intre 1 si 2 ani	311.712	133.886
Intre 2 si 5 ani	95.402	384.416
Peste 5 ani	94.816	116.287
Total	501.930	634.590

Grupul nu a efectuat activitati de acoperire imporiva riscurilor sale in moneda straina sau expunerii la riscurile asociate ratei dobanzii.

Toate imprumuturile pe termen lung cu exceptia JBIC, BEI 25710, sunt purtatoare de dobanda variabila si in consecinta valoarea justa a imprumuturilor pe termen lung este similara cu valoarea lor contabila.

La data de 31 decembrie 2016 imprumuturile pe termen lung garantate de catre Guvernul Romaniei, prin întermediul Ministerului Finantelor Publice sunt: BIRD 7181, NIB PIL 02/18, NIB PIL 02/18, NIB PIL 02/37 si JBIC.

Imprumutul de la ING si BRD este garantat prin cesiunea creantelor pe care Compania le are de incasat de la SC EON Erergie Romania SA, SC Enel Distributie Muntenia SA, SC Alpiq Romindustries SRL, SC Electronagnetica SA, SC Repower Furnizare Romania SRL si prin garantia reala mobiliara constituita asupra conturilor aferente activitatii de investitii deschise la ING si un cont aferent activitatii de investitii deschis la BRD SMCC.

Incepand cu luna noiembrie 2016, imprumutul este garantat prin cesiunea creantelor pe care Compania le are de incasat doar de la SC EON Energie Romania SA si SC Enel Distributie Muntenia SA.

Contractul de garantare incheiat cu CitiBank Europe PLC este garantelor pe care Compania le are de incasat de la SC Enel Energie Muntenia SA.

Imprumuturi pe termen scurt

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015, imprumeturile pe termen scurt sunt detaliate dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Portiunea curenta a creditelor pe termen lung	134.624	162.774
Linii de credit	17.343	13.332
Dobanzi aferente imprumuturilor pe termen lung si scurt	3.140	4.215
Dobanzi aferente obligatiunilor,	যবহার	373
Total imprumuturi pe termentsaurit*	155.548	180.694

IMPRUMUTURI (CONTINUARE) 13.

Transelectrica a contractat o linie de credit in luma februarie 2016 de la BRD GROUP SOCIETE GENERALE SA, Sucursala Mari Clienti Corporativi pentru finantarea sebemei de sprijin de tip bonus pentru cogenerarea de inalta eficienta, sub forma de descoperit de cont, in suma de 150.000, cu o dobanda calculata in functie de rata de referinta ROBOR 1M, la care se adauga o marja negativa de 0,05%. In cazal in care valcarea ratei de referinta ROBOR 1M este mai mica de 0,05%, rata de dobanda aplicata este 0.

Limia de credit nu este utilizata la data de 31 decembrie 2016. Aceasta a fost garantata prin:

ipoteca mobiliara asupra contului bancar deschis la banca;
ipoteca mobiliara asupra creantate din contractele privind contributia pentru congenerare de inalia eficienta inchejate cu Cez Vanzare S.A., E.ON Energie Romania S.A., Repower Furnizare S.R.L., Tinmar Energy S.A.

14. OBLIGATII PRIVIND BENEFICITLE ANGAJATILOR

In conformitate cu HG nr. 1041/2003 si nr. 1461/2003, Compania furnizeaza beneficii in natura sub forma de energie gratuita angajatilor care s-au pensionat din cadrul entitatii predecesoare.

De asemenea, conform contractului colectiv de munca, Compania furnizeaza beneficii pe termen lung atat salariatior - in functie de vechimea in munca si vechimea in cadrul Companiei - cat si fostilor salariati, dupa pensionare. Beneficile acordate angajatilor cu functii de conducere sunt prezentate in Nota 26 Scharizarea conducerii Companiei.

Beneficiile pe termen lung acordate de Companie cuprind urmatoarele:

· premii de pensionare care variaza de la 1 la 5 salarii de baza brute lunare in functie de numarul de ani de vechime in Companie la data pensionarii;
· prime jubiliare intre I si 5 salarii de baza brute lunare in functie de numarul de ani vechime in cadrul Companiei;
· energie electrica gratuita acordata dupa pensionare de 1.800 kWh/an acordata conform prevederilor contractului colectiv de munca.

Calculele actuariale referitoare la beneficii post angajare si la alte beneficii pe temper, filog au fost determinate de catre un actuar autorizat, in baza contractului de servicii nr. C 211/09.11.2016 incheiat cu dis Salviu Matei.

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE INTOCMITE (Toate sumele sunt exprimate in mii LEI, daca nu este indicat altfel) LA DATA DE 31 DECEMBRIE 2016 CN TRANSELECTRICA SA

OBLIGATII PRIVIND BENEFICIILE ANGAJATILOR (continuare) 14.

31 Decembrie 2016	26.718	74	15.512	10	8.640	7.006	28.050
Pierdere aferents perioadei actuariala	7.242	70	3.225	રુડ	350	(392)	10.561
Platile din Drovizion	1.375 57		d I Q 62			614	3.023
curent serviciului Costu	1.921	60	2.751	તેર	(1.857)	(220)	2.451
dobanzii Costul	786		465	ਨ	340	308	1.902
31 Decembrie 2015	18.143		9.985		9.807	8.224	46.159
	Beneficiile aferente concediilor de maternitate ce vor Beneficiile aferente jubileelor ce vor fi acordate angajaţilor actuali	Beneficiile aferente primelor acordate la ieşirea la fi acordate angajaților actuali	Beneficiile aferente primelor acordate pentru pensie a angajaţilor actuali	terminarea contractului de munca	Beneficii aferente contravalorii energiei electrice ce va fi-achitata actualilor angajati dupa iesirea la penste ene ficine aferente achitării contravalorii energiei	electrice ce va fi achitată actualilor pensionari

14. OBLIGATU PRIVIND BENEFICIILE ANGAJATILOR (continuare)

Principalele ipoteze luate in calculul actuarial sunt prezentate mai jos:

	31 Decembrie 2016	31 Decembrie 2015
Rata de discountare
	curba dobanzilor in lei fara ajustari fumizata de EIOPA pentru luna decembrie 2016	0,81%; 1,23%; 1,64%;2,04%;
Pentru primii 5 ani	0,975%; 1,393%; 1,799%; 2,197%; 2,565% curba dobanzilor in lei fara ajustari fumizata de EIOPA pentru luna decembrie 2016 avand	2.40%
Pentru perioade mai mari de 5 ani	un vari de valoare de 4,587% pentru 25 ani si scazand la 4,358% pentru 85 ani	4,33%
Crestere salariala	de 4% in primii 3 ani, 3% in anul 4 si 2% pentru restul	1%

DATORII COMERCIALE SI ALTE DATORII 15.

La 31 decembrie 2016 si la 31 decembrie 2015, datoriile comerciale si alte datorii sunt dupa cum urmeaza:

	31 Decembrie 2016	31 Decembrie 2015
Furnizori piata de energie	591.679	514.808
Furnizori de imobilizari	77.668	26.433
Furnizori alte activitati	22.286	42.697
Sume datorate angajatilor	6.170	ર્ રેટર્સ
Alte datorii	179.255	188.953
Total	877.058	779.506

La data de 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015, datoriile aflate in sold pe piata de energie sunt in suma de 591.679 respectiv 514.808 si prezinta urmatoarea structura:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Furnizori piata de energie electrica, din care:
- furnizori - activitate operationala - energie	122.864	174.758
- furnizori - piata de echilibrare - furnizori din schema de sprijin de tip bonus pentru	286-775	164.652
promovarea cogenerarii de inalta eficienta	182-040	175.397
Total	591.679	514.808

• Scaderea datoriilor catre fumizorii din activitatea operationala - energie a fost determinata de:

diminuarea pretului de achizitie al energiei electrice necesara acoperirii consumului propriu tehnologic (CPT).
achitarea obligatiilor de plata aflate in sold pe piata de energie electrica la 31 decembrie 2015.

• Cresterea datoriilor catre furnizorii pe piata de echilibrare a fost determinata de cresterea volumului tranzactiilor pe piata de echilibrare in luna decembrie 2016 fata de luna decembrie 2015, determinand cresterea datoriilor catre furnizorii pe aceasta piata, aflate in sold la data de 31 decembrie 2016 fata de 31 decembrie 2015.

· Cresterea datoriilor aferente schemizori (producatori) a fost determinata de retinerea de la plata a bonusului de cogenerare si a ante-supracompensarii cuvenite producatorilor, in contul creantelor neincasate de Companie de la aceiasi producatori pe schema de supracompensarea perioadei 2011-2013, prin aplicarea de catre Companie a prevederilor art. 17 alin. 5 din Ordinul presedintelui ANRE nr. 116/2013.

La data de 31 decembrie 2016 se inregistraza obligatii de plata care furnizori (producatori) in suma de 52.490 (RAAN – 49.077, CET Govora SA – 3.369), reprezentand bonusul de cogenerare si ante-supracompensarea pentru anii 2014 si 2015, precum si bonusul neacordat pentru anul 2015. Sumele reprezentand datoriile Companiei aferente schemei de sprijin, fata de RAAN si CET Govora au fost retinute la plata in baza art. 17 alin. 5 din Ordinul presedintelui ANRE nr. 116/2013, intrucat furnizorii (producatorii) inegistreaza obligatii de plata fata de Companie pe sprijin de tip bonus.

15. DATORII COMERCIALE SI ALTE DATORII (CONTINUARE)

Compania a solicitat producatorilor (furnizori ai Companiei) care nu au achitat facturile de supracompensare, acordul pentu efectuarea compensarii datoriilor reciproce la nivelul minim al acestora prin Institutul de Management si Informatica (IM) care gestioneaza unitar toate informatile primite de la contribuabili, in baza prevederilor HG nr. 685/1999.

RAAN nu a fost de acord cu aceasta modalitate de stingere a creantelor si datoriilor reciproce, motiv pentru care Compania a aplicat si aplica in continuare prevederile art. 17 alin. 5 din Ordinul presedintelui ANRE nr. 1162013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilitea modului de colectare a contributiei pentru cogenerarea de inalta eficienta si de plata a bonusului pentru energia electrica produsa in cogenerare de inalta eficienta: "in cazul in care producatorul nu a achitat integral cate administratorul schemei de plate rezultate in conformitate cu prevederile prezentului regulament, administratorul de sprijin plateste producatorului diferenta dintee valoarea facturilor emise de producator si obligatiile de plata ale producatorului referitoare la sprijin, cu mentionarea expiicita, pe documentul de plata, a sumelor respective" si a retinut de la plata sumele aferente schemei de sprijin cuvenite.

CNTEE Transelectrica SA a încheiat cu CET Govora SA o convensare si esalonare la plata a sumelor reprezentand creante din contravaloarii pentru perioada 2011-2013 si a bonusului necuvenit pentru anul 2014 (Conventia nr. C 135/30.06.2015 si Actul aditional nr. 1/04.08.2015). Durata Conventici a fost de 1 an (perioada iulie 2015-august 2016) si a prevazut dre a calcula si incasa penalitati pe perioada esalonarii la plata.

In baza Conventiei, au fost compensate creantele Companiei de la CET Govora SA eu datoriile cate CET Govora SA, reprezentate de bonus de cogenerare pentru perioada mai 2015 refinut prin aplicarea prevederilor art. 17 alin.5 din Ordinul presedintelui ANRE nr. 116/2013 si a preveite, in suma de 40.508.

Ca urmare a suspendarii in instanta, prin Sentinta civila nr. 3185/27.11.2015, a Deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014 prin care a fost stabilita valoarea supracompensadi pentru perioada 2011-2013, CET Govora SA nu a mai respectatobligatiile asumate prin Conventie.

Incepand cu data de 9 mai 2016, pentru CET Govora s-a deschis procedura generala de insolventa. In vederea recuperarii creantelor izvorate inaintea deschiderii de insolventa, Compania a unmat procedurile specifice prevazute de Legea nr. 85/2014 - Legea insolventei si a solicitat instantei admiterea creantelor, potrivit legii.

Avand in vedere cele prezentate, incepand cu data de 9 mai 2016, Compania a sistat aplicarea prevederilor att. 17,5 din Ordinul presedintelui ANRE nr. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea modului de colectare a contributiei pentru cogenerarea de inalta si de plata a bonusului pentru energia electrica produsa in cogenere de inalta eficienta si a achitat lunar catre CET Govora bonusul de cogenerare.

Prin Decizia civilă nr. 2430/05.10.2016, Înalta Curte și Jusțițe a admiș recursul declarat de ANRE împotriva Sentinței civile nr. 3185/27.11.2015, a casat în parte sentința atacată și a respins cererea de suspendare formulată de CET Govora, hotărârea fiind definitivă. Astfel, începând cu data de 05.10.2016, efectele Deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014 nu mai suspendate, producând efecte pe deplin.

In aceste conditii, Compania aplica dispozitiile art. 17 alin 5 din Ordinul ANRE nr. 116/2013 pentru datoriile si creantele reciproce nascute ulterior procedurii in sensul retinerii bonusului datorat CET Govora SA pana la concurenta sumelor aferente schemei de sprijin neachitate Companiei,

Cresterea soldului fumizorilor de in obilizari la 31 decembrie 2015 s-a datorat demaracii unor proiecte noi de investitii.
Datoriile cate fumizori alte activitati sunt reprezentate in principal de datoriile aferente serviciilor prestate de care terii, neajunse la scadenta, datorii care au inregistrat o diminuare fata de 31 decembrie 2015.

Structura datoriilor inregistrate in "alte datorii" se prezinta astfel:

	31 Decembrie 2016	31 Decembrie 2015
Creditori diversi	134.136	182.622
Clienti-creditori	33.620	3.021
Dividende de platar	1.313	2.085
Alte datoffii Ma	10.186	1.225
Total	179.255	188.953

15. DATORII COMERCIALE SI ALTE DATORII (CONTINUARE)

La data de 31decembrie 2016, pozitia "Creditori diversi" in suma de 134.136 reprezenta in principal, pozitia neta a schemei de sprijin privind cogenerarea de inalta eficienta care, la data de 31 decembrie 2016 inregistreaza pozitie de datorie in suma de 128.273 (31 decembrie 2015: 180.877).

Pozitia neta a schemei de sprijin reprezinta diferenta dintre:

valoarea contributiei de colectat de la furnizorii consumatorilor de energie electrica, valoarea supracompensarii activitații de producere a energiei electrice si termice in cogenerare de inalta eficienta pentru perioada 2011-2013, anul 2014 si anul 2015, bonusul necuvenit pentru arul 2014 si bonusul pentru anul 2015 - de incassa de la producatori, conform decizillor ANRE, pe de-o parte, si
valoarea bonusului de cogenerare retinut in baza art. 17 alin. 5 din Ordinul presedintelui ANRE nr. 116/2013, a antesupracompensarii pentru anul 2014 si a bonusului neacordat pentru anul 2015 - de achitat catre producatorii de energie in cogenerare de inalta eficienta, beneficiari ai schemei de sprijin, pe de alta parte.

"Clientii creditori", la data de 31 decembrie 2016, sunt in suma de 33,620, din care 9,842 reprezinta sume incasate in avans de la MAVIR si 18.887 sume incasate in avans de la OPCOM, in cadrul tranzactiilor aferente mecanismului de cuplare prin pret.

La 31 decembrie 2016, dividendele cuvenite actionarilor Companiei si neplatite sunt in suma de 1.313, din care suna de 577 este aferenta dividendelor repartizate din profitul anului 2015. Aceste sume se afla la dispozitia actionarilor prin intermediul agentului de plata.

Alte datorii in suma de 10.186 sunt reprezentate in principal de garantiile pentru buna executie a contractelor de buna plata pe piata de energie electrica incheiate de CNTEE Transelectrica SA in suma de 7.987.

Provizioane

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 situatia provizioanelor se prezinta astfel:

	31 Decembrie 2016	31 Decembrie 2015
Provizioane pentru litigii	4.411	6.598
Provizioane pentru plata pe baza dêractiuni	42.355	26.293
Provizioane fond participare salariati profit	7.968	8.132
Alte provizioane	540	2.393
TOTAL	55.274	43.416

15. DATORII COMERCIALE SI ALTE DATORII (CONTINUARE)

Provizioanele in sold la data de 31 decembrie 2016 se prezinta astfel:

	Provizioane pentru litigii	Provizioane pentru plata pe baza de actiuni	Provizioane fond participare salariati profit	Alte provizioane
Sold la 1 ianuarie 2016	6.598	26.293	8.132	2.393
Cresterea provizioanelor (contul de profit si pierdere)		18.534	7.935	126
Descresterea provizioanelor (contul de profit si pierdere)	(2.187)	(2.472)	(8.098)	(1.979)
Cresterea provizioanelor (AERG)
Descresterea provizioanelor (AERG)	-	1
Sold la 31 decembrie 2016	4.411	42.355	7.968	540

Provizioanele pentru litigii aflate in sold la 31.12.2016, in sunt reprezentate in principal de provizioane constituite pentru litigii salariale in suma de 195 si pentru litigiul cu filiala OPCOM in suma de 2.670 pentru amenda stabilita in urma investigatiei UE.

La data de 24.11.2014, Filiala SC OPCOM SA, a chemat în judecata CNTEE Transelectrica SA, in vederea obligarii acesteia la plata sumei de 582 euro (2.585 la cursul BNR din data de 24.11.2014), reprezentand suma achitata de accasta cu titlu de amenda, din totalul aneazii de 1.031 euro aplicata filialei OPCOM S.A. de catre Comisia Europeana, in conditiile in care filiala SC OPCOM SA a efectuat plata integrala a amenzii stabilita de Comisia Europeana.

De asemenea, OPCOM SA a mai solicitat instantei de judecata companiei la plata sumei de 84 ou titu de dobanda legala aferenta perioadei 11.06.2014 - 24.11.2014, la care se adauga cheltuieli de judecata in suma de 37 (vezi Nota 22 iii).

La 31 decembrie 2016, Compania a inregistrat un provizion in suma de 42.355 (26.293 la 31 decembrie 2015) pentru componenta anuala variabilar Directoratului si Consiliului de Supraveghere (vezi Nota 28).

Provizionul in suma de 7.968 este reprezentat in principal constituit pentru participarea salariatilor la profitul aferent exercitiului financiar 2016 in suma de 6.462 si contributii datorate bugetului de stat in suma de 1.473.

16. IMPOZITUL PE PROFIT

Impozitul pe profit pentru 2016 si 2015 este dupa cum urmeaza:

	2016	2015
Cheltuiala cu impozitul pe profit curent Venit net din impozitul pe profit amanat	67,346 (4.468)	75.061 (4.262)
Tota	62.878	70.799

Impozitul pe profit curent si amanat al Companiei pentru anii 2016 si 2015 este determinat la o rata statutara de 16%, fiind in vigoare in anul 2016 si in anul 201

16. IMPOZITUL PE PROFIT (CONTINUARE)

Reconcilierea cotei efective de impozitare:

	2016	2015
Profitul inainte de impozitul pe profit	321.872	429.823
Impozit pe profit la rata statutara la o rata de 16%	51_500	69,372
Efectul cheltuielilor nedeductibile	21.350	16.459
Efectul veniturilor neimpozabile	(5.261)	(7.864)
Rezerva din reevaluare taxabila	4.906	3.732
Rezerva legala	(2.712)	(3.357)
Impozit pe profit scutit	(4.625)	(3.280)
Alte efecte	(2.460)	(4.262)
Impozitul pe pr	62.878	70.799

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE INTOCMITE (Toate sumele sunt exprimate in mii LEI, daca nu este îndicat alifel) LA DATA DE 31 DECEMBRIE 2016 CN TRANSELECTRICA SA

IMPOZITUL PE PROFIT (continuare) 16.

Tabelul de miscare privind datoria cu impozitele amanate in 2016 si 2015 se prezinta dupa cum urmeaza:

Elemente	l ianuarie ﻟﻠﻤ 12 Sold 201	Recunoscut in profit si pierdere	Recunoscut direct in AERG	31 decembrie 2015 Sold la	Recunoscut in pierdere profit si	Recunoscut direct in AERG	2016 Sold la 31 decembrie
Imobilizari corporale - durate de viata	1.300	1.736		3.036	1.284		4.320
Imobilizari corporale - rezerve din reevaluare	32.440	(3.708)	16.661	45.393	(4.521)		40.872
Imobilizari corporale finantate din subventii		(1.136)		(1.136)	(563)		(1.699)
Obligatiile privind beneficiile angajatiilor	(5.300)	612		(4.688)	1.019		(3.699)
Estimat interconexiune	(952)	483		(469)	(13)		(482)
Provizioane	1.958	(2.249)		(4.207)	(2.570)		(6.777)
Impozit (activ)/datorie	25.828	(4.262)	16.661	37.929	(5.364)		32.565
Impozītul amanat consta din:
		Activ		Datorie		Net
		31-dec-16	31-dec-15	31-dec-16	31-dec-15	31-dec-16	31-dec-15
Imobilizari corporale - rezerve din reevaluare Imobilizari corporale - durate de viata		(854) (4.520)	(452) (8.263)	5.174 45.392	3.488 53.656	4.320 40.872	3.036 45 303

Imooiiizari corporale - durate de viata	(824)	452	5.174
Imobilizari corporale - rezerve din reevaluare	(4.520	8-263	45.392
lmobilizari corporale finantate din subvenții	(1.699	(1.139)
Obligatiile privind beneficiile angajatiilor	(3 €69	5.587
Estimat interconextune	(482	(469)
Prografio ane	(6.7.	4.207
Impozit het (activ)/datorie	(18.031)	(20.116)	50.566

(1.136) (469)

(4.688)

45.393

40.872

(1.699)

899

(482) (3.699) (6.777) 37.929

32.565

58.045

(4.207)

୧।

REZULTATUL PE ACTIUNE 17.

La 31 decembrie 2016 si la 31 decembrie 2015 rezultatul pe actiune este:

	2016	2015
Profitul consolidat al exercitiului financiar	258.994	346.105
Numarul de actiuni ordinare la inceputul si sfarsitul perioadei	73.303.142	73.303.142
Rezultatul de baza si diluat pe actiune (leifactiune)	3,53	4,12

18. ALTE IMPOZITE SI OBLIGATII PENTRU ASIGURARILE SOCIALE

La 31 decembrie 2016 si la 31 decembrie 2015, alte impozite si obligatii pentru asigurarile sociale cuprind:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Contributia la fondurile de asigurari sociale	6.325	ર્ટ
TVA de plata	2.126	282
Impozit pe salarii	2.487	2.039
Alte impozite de plata	1 353	1.257
Total	12.291	8.694

19. VENITURI

Veniturile de exploatare cuprind veniturile realizate din prestarea de catre Companie pe piata de energie electrica a serviciilor de transport si de sistem, alocacitatii de interconexiune, servicii de operare a pietei de echiilbrare si alte venituri.

Tarifele medii aprobate de ANRE pentru serviciile prestate pe piata de energie electrica se prezinta astfel:

	Tarif mediu pentru serviciul de transport	Tarif pentru serviciile de sistem	Tarif pentru servicii de sistem functionale
Ordin nr. 27/22.06.2016 pentru perioada 01 iulie - 31 decembrie 2016	18,70	11,58	1,30
Ordin nr. 93/25.06.2015 pentru perioada 01 iulie 2015 - 30 iunie 2016	20,97	12,58	1,17
Ordin nr. 51/26.06.2014 pentru perioada 01 ianuarie - 30 iunie 2016	22,50	12,54	1.42

Tariful mediu de transport al energiei electrice are doua componente: tariful pentu introducerea de energie electrica in retea (Tc) si tariful pentru extragerea energiei electrice din retea (Tr).

î arifele zonale aferente serviciului de transport pentru introducerea de energie electrica in retea (T ¿) au fost aprobate prin Ordinul ANRE nr. 89/2015, incepand cu data de 01 iulie 2015.

Tarifele zonale aferente serviciului de transport pentru extragerea de energie electrica din retea (TL) au fost aprobate prin Ordinul ANRE nr. 93/2015, incepand cu data de 01 iulie 2015.

Tarifele zonale aferente serviciului de transport pentru introducerea de energie electrica in retea (Tra si pentru extragerea de energie electrica din retea (T), au fost aprobate prin Ordinul ANRE nr. 27/2016, incepand cy defalcie 01 iulie 2016

$$\neg \Re \varphi$$

19. VENTURI (CONTINUARE)

Cantitatea de energie electrica livrata consumatorilor la care s-au aplicat tarifele pentru serviciile prestate pe piata de energie electrica, se prezinta astfel:

	2016	2015
Cantitatea de energie electrica (MWh)	53.523.021	52.473.065

Veniturile din piata de echilibrare au rezultat în urma tranzactiilor desfasurate pe aceasta piata dupa cum este descris in Nota 1.

Veniturile realizate în 2016 si 2015 se prezinta astfel:

	2016	2015
Venituri din serviciul de transport	1.056.520	1.174.403
Venituri din alocarea capacitatii de interconexiune	82.233	102.161
Venituri din energia reactiva	6.954	7.795
Venituri din tranzactii CPT	254	132
Venituri din Inter TSO Compensation (ITC)	ટેતેર્ર	317
Venituri din serviciul de transport - total	1.146.257	1.284.808
Venituri din servicii de sistem functionale	66.139	67.960
Venituri din servicii de sistem tehnologice	648.802	662.003
Venituri cu schimburi neplanificate pe PZU	1.399	1.242
Venituri din servicii de sistem - total	716.340	731.205
Venituri privind piata de echilibrare	814.080	923.035
Alte venituri	61.411	46.730
Total venituri	2.738.088	2.985.779

Venituri din serviciul de transport si servicii de sistem functionale

In conditiile cresterii cantitatii de energie electrica livrata consumatorilor, in anul 2015, cu 2%, respectiv cu 1.049.956 MWh, veniturile din serviciul de transport au iminuare cu suma de 117.883, determinata de diminuarea tarifelor medii aprobate de ANRE (cf. tabelului privind tarfiele medii aprobate de ANRE pentru perioadele analizate, prezentat anterior).

In anul 2016 veniturile din serviciile de sistem functionale au inregistrat o diminuare de 1.821 comparativ cu anul 2015, determinata de seaderea tarifului mediu aplicat in perioada 01 iulie 2015 - 30 iunie 2016, de la 1,42 lei/MVI la 1,17 lei/MWh.

Efectele scaderii tarifului mediu aplicat in perioada 01 iulie 2016 au fost partial compensate de cresterea cantitatii de energie electrica livrata consumatorilor, in anul 2015, cu 2%, respectiv cu 1.049,956 MWh si cresterea tarifului mediu aprobat de ANRE incepand cu 01 iulie 2016, de la 1,17 leiMWh la 1,30 leifMWh

Venituri din alocarea capacitatii de înterconexiune

Mecanismul de alocare a capacitatii de interconexiune consta in organizarea de licitatii anuale, unare, zilnice si intrazilnice. Cele anuale, lunare si intrazilicite - se liciteaza doar capacitate de transport, iar cele zilnice cu Ungaria sunt implicite - se aloca simultan cu energia si capacitatea, prin mecanismul de cuplare.

Infiniarea, incepand cu data de 19 noiembrie 2014, a bursei regionale de energie de catre Romania, Ungaria, Chiia si Slovacia presupune ca aceste paru tari sa ajunga sa alba un pret unic al electricitatii tranzactionate pe pietele spot. Alocarea de capaciate intre Romania si Ungaria, singura tara din cele 3 Jea Comania are frontiera, se face de

$$\omega \mathfrak{K}$$

VENITURI (CONTINUARE) 19.

Incepand cu anul 2016, s-a implementat principiul UIOSI, conform care nu folosesc capacitatea castigata la licitatiile anuale si lunare pe granita cu Bulgaria, sunt remunerati (de catre Transelectrica) pentru capacitatea respectiva. Aceasta se vinde ulterior in cadrul licitatiilor zilnice. Pe granita cu Ungaria sensul ca MAVIR remunereaza participantii pentru capacitatile neutilizate.

Piata de alocare a capacitatilor de interconexiume este fluctuand functie de cererea si necesitatea participantilor pe piata de energie electrica de a achizitiona capacitate de interconexiune,

In anul 2016, in cadrul sesiunilor de licitatii, preturile pe granitele cu Serbia, Ungaria si Bulgaria au fost mai mici comparativ cu anul 2015, ceea ce a determinat din alocarea capacitatii de interconexiune cu suma de 19.928.520.

Utilizarea veniturilor nete din alocarea capacitatii de interconexiune se realizeaza in conformitate cu prevederile art. 22 alin. (4) din Ordinul ANRE nr. 53/2013 si art. 16 alin. (6) al Regulamentului (CE) nr. 714/2009, ca sursa de finantare a investitiilor pentru modernizarea si dezvoltarea capacitatii de interconexiune cu sistemele vecine.

Venituri din servicii de sistem tehnologice

Veniturile din serviciile de sistem tehnologice au inregistrat o diminuare in anul 2016 comparativ cu anul 2015 cu suma de 13.201, determinata, în principal, de dininuarea tarifului mediu aprobat de ANRE pentru acesce servicii cu 7,9%, de la 12,58 leiMWh la 11,58 leiMWh, incepand cu 01 iulie 2016 (cf. tabelului privind tarifele medii aprobate de ANRE pentru perioadele analizate, mai sus prezentat), in care, cantitatea de energie electrica livrata a inregistrato crestere cu 2%.

In anul 2016, veniturile din serviciile de sistem tehnologice au fost mai mai cu suma de 87.775 comparativ cu cheltuielle privind achizitia serviciilor de sistem tehnologice realizate. Profitul datorita conditiilor favorabile de piata si a unei bune administrari a procesului de achizitie prin licitatie a necesarului de rezerve de putere de la producatorii de energie electrica, concretizata in obtinerea la licitatii a unor preturi unitare medii mai mici fata de preturile unitare previzionate care au stat la baza calculului tarifului pentru serviciile de sistem tehnologice.

Aceasta suma se regaseste in profitul brut al Companiei inregistrat la data de 31 decembrie 2016.

Venituri din piata de echilibrare

Veniturile pe piata de echilibrare au integistrat o diminuare in anul 2015 cu suma de 108.955.694. determinata de scaderea dezechilibrului negativ inregistrat la nivelul furnizorilor de piata de echilibrare (PRE), respectiv scaderea dezechilibrului dintre pozitia notificata si energia efectiv livrata.

Factorii principali care au determinat reducerea volumului de energie selectata pe piata acopenirea dezechilibrului negativ inregistrat la nivelul fumizorilor de energie electrica, sunt:

cchilforaca sistemului s-a realizat prin pornirea in stare de functionare a mai multor grupuri / cazane termo si prin selectarea unui volum mai mic de energie la crestere de perioada similara a anului 2015:
gradul de impredictibilitate si volatilitate al productiei din special ecliana) a fost atenuat in comparatie cu anul 2015;
subcontractarea pe pietele anterioare pietei de echilibrare (in conditiile in care PRE-urile nu aveau valori ale notificatilor in dezechilibru semnificative) si participarea redusa pe piata intrazilnica de energie electria.

La nivelul Companiei piata de echilibrare reprezinta un segment de activitate cu profit zero.

20. CHELTUIELI PENTRU OPERAREA SISTEMULUI SI PIATA DE ECHILIBRARE

In 2016 si 2015 cheltuielile pentru operarea sistemului si piata de echilibrare se prezinta astfel:

	AUTO	2013
Cheltuieli privind consumul propriu tehnologic	182.981	187,004
Cheltuielile cu congestiile	2.931	1.013
Cheltuilei privind consumul de energie electrica in statiile RET	15.383	14.078
Cheltuieli privind serviciile de sistem functionale	12-687	12-151
Cheltuieli cu IIC (Inter TSO Compesation)	16.775	17.604
Total cheltuieli pentru operarea sistemului	230.757	231.851
Cheltuieli privind serviciile de sistem tennologice	રેણે 227	637,653
Cheltuielile privind piata de echilibrare (	814.080	923.035
్ట్ర బు Tota	1.605.864	1.792.539

20. CHELTUIELI PENTRU OPERAREA SISTEMULUI SI PIATA DE ECHILIBRARE (CONTINUARE)

Cheltuieli privind consumul propriu tehnologic

Acestea reprezinta cheltuieile privind achizita de pe piata libera de energie pentru acoperirea consumului propriu tehnologic (CPT) in RET.

Comparativ cu anul 2015, acese cheltuieli au inregistrat o diminuare in anul 2016 cu suma de 4.023, determinata, in principal de:

diminuarea cantiatii de energie electrica necesara acoperirii CPT in RET cu cca. 1,0% respectiv de la 1,030 TWh in anul 2015, la 1,010 TWh in anul 2016;

« diminuarea pretului mediu de achizitie al energiei electrice necesara acopenirii CPT in RET, de la 181,37 leiMWh in anul 2015 la 180,65 lei/MWh in anul 2016.

De asemenea, scaderea pierilor tehnologice cantitative s-a datorat atat fluxurilor de importexport mai avantajoase din punct de vedere al CPT-ului, cat si conditile care au determinat scaderea pierderilor Corona si repartifia mai avantajoasa a unui mix favorabil al productiei de energie electrica.

Cheltuieli privind congestiile

Congestiile (restrictiile de retea) sunt solicitari de transport al energiei electrice peste limitele de capacitate tehnica ale retelei, fiind necesare active din partea operatorului de transport si de sistem si apar in situatia în care, la programarea functionarii sau la functionarea in timp real, circulatia de puteni intre doua noduri sau zone de sistem conduce la nerespectarea parametrilor de siguranta in functionare a unui sistem electroenergetic.

Inregistrarea de cheltuieli cu congestiile in anul 2016 in suma de 2.931.330 este, rezultatul unor retrageri accidentale, consecinta conditiilor meteo nefavorabile inregistrate in prima parte a anului 2016 (LEA 400 KV Tariverde - Tulcea Vest, in luna ianuarie 2016, LEA 400 KV Iernut - Gadalin, LEA 220 kV Icrnut - Baia Mare III, in luna iunie 2016).

Pentru respectarea criteriului de siguraria in piata de echilibrare au fost reduse valorile notificate de CEE Dobrogea, care debiteaza in reteava electica de 110 kV din zona Dobrogea (mai putin CEE Pantelimon si CEE Cerna) si in statia LEA 400 kV Tariverde.

Cheltuieli privind serviciile de sistem functionale

Cheltuielile privind serviciie de sistem functionale internationale necontractate de energie electrica cu tarile vecine si cheltuielile cu schimburile neplanificate pe piata zilei urmatoare.

Aceste cheltuieii au inregistrat o crestere in anul 2016 in suma de 535.830, determinata, in principal, de cresterea cheltuieilor pe piata de echilibrare privind schimburile neplanificate (exporturi) de energie electrica cu tarle vecine interconectate la SEN.

Cheltuieli cu ITC (Inter TSO Compensation)

Cheltuielile cu ITC reprezinta obligatile lunare de plataldrepturile de incasare pentru fiecare operator de transport si de sistem (TSO). Acestea se stabilesc in cadul mecanismului de compensare/decontare a efectelor utilizarii retelei electrice de transport (RET) pentru tranzite de energie electrica intre operatorii TSO din 35 de tari care au aderat la acest mesanism din cadrul ENTSO-E sî au fost mai mici cu 829 comparativ cu anul 2015.

Cheltuieli privind serviciile de sistem tehnologice

Cheltuielile privind serviciile de sistem tehnologice realizate in anul 2016 au inregistrat o diminuare fata de anul 2015 cu suma de 76.625.240.

Serviciile de sistem tehnologice sunt achizitionate de la producatori in scopul asigurarii mentineni nivelului de siguranta in functionare a SEN si a calitati energiei electrice transportata la parametrii ceruti de normele tehnice in vigoare.

Contractarea acestor servicii se realizeaza:

« in regim reglementat, in baza Hotararilor de Guvern sì a Deciziillor ANRE;

prin mecanisme concurentiale.

Potrivit prevederilor HG nr. 138/08.04.2013 privind adoptarea unor masuri siguranta alimentarii cu exergie electrica, in perioada 15 aprilie 2015, Compania a achizitionat servicii de sistem tehnologice in conditile reglementarilor emise de ANRE de la SC Complexul Energetic Hunedoara SA, la o valoare a putin 400 MW si de la SC Complexul Energetic Oltenia SA, la o valoare a puterii de cel putin 600 MW. In opofformitate cu prevederile HG nr. 941/29.10.2014, termenul stabilit pentru aplicarea prevederilor HG nr. 138/2013, peggesul

ર્ણ્ટ

20. CHELTUIELI PENTRU OPERAREA SISTEMULUI SI PIATA DE ECHILIBRARE (CONTINUARE)

Energetic Hunedoara SA, se proroga pana la 31 decembrie 2017.

In perioada 1 ianuarie - 31 martie 2016 s-au achizitionat servicii de sistem tehnologice (rezerva tertiara lenta) in regim reglementat, conform prevederilor HG nr. 1019/30.12.2015 prin care s-a aprobat "Programul de iarna in domeniul energetic pentru asigurarea functionarii in conditii de siguranta si stabilitate a SEN".

Pentru perioada 01 iulie 2015, achizitia serviciilor de sistem tehnologice s-a efectuat in regimentat de la SC Hidroelectrica SA (Decizia ANRE nr. 1377/26.06.2015, modificata prin Decizia ANRE nr. 1423/01.07.2015) si de la SC Complexul Energetic Hunedoara SA (Decizia ANRE nr. 859/08.04.2015).

In perioada 01.07.2016 - 31.12.2016 achizitia serviciilor de sistem tehnologice s-a efectuat in regim regiementat de la SC Hidroelectrica SA (Decizia ANRE nr. 1035/22.06.2016) si de la SC Complexul Energetic Hunedoara SA (Decizia ANRE nr. 1034/22.06.2016).

CNTEE Transelectrica SA refactureaza valoarea serviciilor de sistem tehnologice achizitionate de la producatori catre fumizorii de energie electrica licentiati de ANRE, care beneficiaza in final de aceste servicii.

Cheltuieli privind piata de echilibrare

Cheluielle privind piata de echilibrare rezulta in urma notificarilor participantilor pe accasta piata, fiind acoperite integral de veniturile realizate din piata de echilibrare. In anul 2016 acestea au fost in suma de 814.080.

ALTE CHELTUIELI DIN EXPLOATARE 21.

	2016	2015
Alte cheltuieli cu serviciile executate de terti	72.954	72.139
Cheltuieli postale si taxe de telecomunicatii	1.748	2.419
Cheltuieli cu chiriile Cheltuieli nete de exploatare privind ajustarile pentru	10.840	11.258
deprecierea activelor circulante	21.874	7.268
Ajustari de valoare aferente activelor imobilizate	16.830	ર્ટડેન્ડ
Altele	6.237	29,228
	130.483	122,847

In anul 2016 alte cheltuieli din exploatare au inregistrat o diminuare in suma de 7.636 comparativ cu anol 2015 determinata in principal, de:

diminuari la anumite categorii de cheltuieli, din care:

« cheltuieli privind impozitul peciale cu suma de 5.207, determinata de diminuarea valorii constructiilor urmare reevaluarii acestora la 31 decembrie 2015;

« chelnieli din reevaluarea inobilizarilor corporale cu suma de 14.295 - în anul 2015 a fost efectuata reevaluarea imobilizarilor corporale si necorporale;

cheltuieli privind provizioanele pentru alte cheltuieli de exploature cu suma de 4.865, determinata de consituirea, in anul 2015, de provizioane pentru intreaga valoare a anumitor imobilizari corporale (activute la filiala ICEMERG SA Bucuresti care a fost radiata, materiale recuperate din cladirea Milenium propuss spre casae, proiectul cablu submarin).
cresteri la anumite categorii de cheltuieli, din care:
cheltuieli cu majorari de intarziere cu suma de inregistrarea de penalitati pentru coggenarea de inalta eficienta (RAAN cu suma de 1.091 si Electrocentrale Bucuresti cu suma de 1.171.179);
cheltuieli cu marfurile cu suma de 1.737, determinata de incheierea contractelor privind valorificarea deseurilor rezultate din dezmembrari/retehnologizari statii;
cheltuieli de exploatare privind ajustarile pentru deprecierea activelor circulante cu suma de 16.452, determinata de inregistrarea provizioanelor pentru clienti in insolventa in anul 2016 (CE Pfunetipara, CET Govora, Romenergy Industry, UGM Energy, etc.).

REZULTAT FINANCIAR NET 22.

	2016	2015
Venituri din dobanzi	5,844	10.071
Venituri din diferente de curs valutar	21.470	30 367
Alte venituri financiare	1.322	2.672
Total venituri financiare	28.676	43.110
Cheltuieli privind dobanzile	24.382	28.772
Cheltuieli din diferente de curs valutar	22.727	38.537
Alte cheltuieli financiaro	1.411
Total cheltuieli financiare	48.520	67.310
Rezultatul financiar net	(19.844)	(24.200)

Cresterea rezultatului net privind diferentele de curs valutar in anul 2015 a fost influentata de evolutia cursului de schimb valutar al monedele straine in care Compania are contractate imprumuturi bancare pentru finantarea programelor de investitii (euro, dolar, yeni japonezi).

Cursul de schimb al monedei nationale la 31 decembrie 2016 comparativ cu cel inregistrat la 31 decembrie 2015, se prezinta astfel:

Moneda	31.12.2016	31.12.2015
Lei / Euro	4.5411	4.5245
Lei / Dolar SUA	4.3033	4.1477
Lei / 100 Yeni japonezi	3,6834	3,4453

Rezultatul financiar net (pierdere) inregistrat de Companie 2016, a crescut fata de anul 2015, fiind influentat de scaderea veniturilor financiare (diminuarea dividendelor primite de la filiala OPCOM), cat si de scaderea cheltuielilor financiare.

23. CADRUL LEGISLATIV FISCAL

Cadrul legislativ-fiscal din Romaniarea sa in practica se modifica frecvent si face subiectul unor interpretari diferite din partea diverselor organe de control. Declaratiile de impozit fac subiectul reviziei si corectiilor autoritatilor fiscale, in general pe o perioada de completarii lor. Conducerea consigera ca inregistrat in mod alecvat obligatilie fiscale in situalite financiae; posista rison le annotie fisse sa adonte position in annone in annone position in annone position diferite in legatura cu interpretarea acestor aspecte. Impactul acestora nu a putut fi determinat la acfaste

ANGAJAMENTE SI CONTINGENTE 24.

2 Angajamente

La 31 decembrie 2016 si la 31 decembrie 2015, Compania avea angajamente in valoare de 920.685 si respectiv 563.087 reprezentand in principal contrace in derulare pentru lucrati de investitii referitoare la modernizarea retelei de transport

ii) Terenuri utilizate de Companie

Conform politicii Companiei, situatiile financiare includ doar valoarea terenurilor pentru care s-au obtinut certificate de atestare a dreptului de proprietate la data situatiilor financiare.

Potrivit Legii nr. 99/1999, in cazul in care Compania obtine certificatul de atestare a dreptului de proprietate pentru un terer dupa momentul privatizarii, terenul va fi considerat aport in natura al Statului roman. Aceste terenuri sunt inregistrate initial in alte rezerve. In acest sens, Compania va majora capitalul social cu valoarea terenurilor, iar beneficiar al acestei majorari va fi Statul roman. In conformitate cu prevederile at. 130 din Legea nr. 2972204 privind piata de capital "majorarea capitalului social ale carei actiuni sunt admise la tranzactionare pe o piata reglementata se va realiza cu acordarea posibilitatilor pastrarii ponderii detinute de fiecare actionar in capitalul social al acesteia".

La acest moment, opinia juridită de către Companie ca urmare a achiziționării serviciilor juridice de consultanță, de asistenta silsau de reprezentare nentru majorarea capitalului social al Companiei susține că, în lipsa unor modificări sau clarificări ale cadrului legislatiei general aplicabile societatilor sunt contradictorii cu dispozitiile privind majorarea la societatia privitizarii. Prin raportare la demersurile având ca obiectiv majorarea capitalului social cu valoarea teremurilor pentru care s-au emis certificate de atestare a dreptului de proprietate, O.P.S.P.I. a comunicat Companiei că, în opinia acestei înstituții, este necesar ca majorarea capitalului să se realizeze după modificarea cadrului legal.

iii) Litigii in curs

Conducerea analizeaza periodic situation in curs, iar in urma consultanii cu reprezentantii sai legali decide necesitatea crearii unor provizioane pentru sumele implicate sau a prezentarii acestora in situatiile financiare.

Avand in vedere informatile existente, conducerea Companiei considera ca nu exista litigii in care Compania sa aiba calitatea de parat, cu exceptia urmatoarelor litigii:

· Pe rolul Tribunalul Mehedinti - Sectia a II-a Civila, de Contencios si Fiscal a fost inregistra dosaul nr. 3616/101/2014, avand ca obiect "pretentii in suma de 1.090.831,70", dosar in care Compania are calitatea de parata, reclamanta fiind Regia Autonoma pentru Activitati Nucleare - RAAN.

Suma solicitata la plata reprezinta penalitati calculate de RAAN pentru pe schema de sprijin si retinut de la plata de catre Companie, in calitatea sa de Administrator al schemei de sprijin care a aplicat prevederile art. 17 alin. S din Ordinul presedintelui ANRE nr. 116/2013 (vezi Nota 9).

Împotriva deciziei nr.843/05.11.2015 pronuntată de Curtea de Apel Craiova - Sectia a II-a Civila în sedinta publica din data de 05.11.2015, în dosarul nr. 3616/101/2014, împotriva sentintei nr.127/2014, promuntată de Tribunalul Mehedinti -Sectia a TI-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal, in sedinta publica din data de 10.10.2014, în dosarul nr. 3616/101/2014, precum si impotriva sentinte: nr.1/2015, pronuntată de Tribunalul Mehedinți - Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal, in sedinta publica din data de 09.01.2015, în dosarul nr. 3616/101/2014, CNTEE Transelectrica SA a formulat recurs prin care a solicitat Instantea ce o va pronunta, sa dispuna admiterea recursului asa cum a fost formulat, casarea deciziei si sentintelor atacate instantei competente teritorial in vederea judecarii ei, constatea intrumirii cerintelor art. 1616-1617 Cod Civil, motiv pentru care se solicita sa se constate intervenirea compensatiei de drept a datoriilor reciproce, si singerea acestora pana la concurenta sumei celei mai mici dintre ele, in speta suma totala de reclamanta prin cererea de chemare in judecata, obligarea intimatei reclamante la plata cheltuielilor facute cu acest recurs.

Recursul a fost inregistrat pe rolul Inaltei Curti de Casatie si Justitie care a decis in procedura de filtrare a recursului urmatoarele: admite în principiu declarat de recurenta-pârâtă CNTEE Transelectica SA împotriva deciziei nr. 843/2015 din 5 noiembrie 2015 pronunțată de Cutea de Apel Craiova - Secția a II-a Civilă. Stabilește termen în vederea soluționării recursului la data de 21 martie 2017.

In perioada 2014-2015, Compania a retinut la plata bonusul cuvenit RAAN pe schema de sprijin, in baza prevederilor din reglementarile ANRE, respectiv art.17 alin.5 din Ordinul presedintelui ANRE nr.116/2013.

In aceste conditii, RAAN a calculat pentru neincasarea la termen a bonusului de cogenerare cuvenit, in suma de 3.496.914, retinut de la plata de catre Companie in contul creantelor neincasate. Suma de 3.496.914 a fost refuzata da de Companie si nu a fost inregistrata ca datorie in cadrul schemei de sprijin.

Pe rolul Tribunalului Mehedinti - Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal a fost inregistrat dosaul nr. 9089/101/2013/2138, avand ca obiect "ordonanta presedintiala", dosar in care Compania are calitatea de parata, reclamanta fiind Regia Autonoma pentru Activitati Nucleare - RAAN-debitoare in insolventa.

Impotriva acestei sentinte, Transelectrica a formulat apel,

La data de 10.05.2016, Curtea de Apel Craiova a pronuntat Decizia nr. 457/10.05.2016, prin care a dispus umatoarele: "Respinge exceptia tardivitatii apelului. Respinge apelul ca nefondat. Definitiva.

Totodata, judcarea apelului declarat de RAAN impotriva sentintei de deschidere a procedurii falimentului, care face obiectul dosarului nr. 9089/101/2013/a137, atlat pe rolul Curtii de Apel Craiova a fost amanata pentru data de 31.05.2016, cand a luat cauza in pronuntare.

Prin Decizia nr. 563/14.06.2016, Curtea de Apel Craiova - Sectia a II-a Civila a respins apelurile formulate imporiva hotararii intermediare n. 10/28.01.2016, promunţată de Tribunalul Mehedinti - Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal.

• Pe rolul Tribunalul Mehedinti – Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal a fost inregistrat dosarul nr. 1284/101/2015, avand ca obiect "pretentii suma de 11.637.439,66 lei", dosar in care Compania are calitatea de paraa, reclamanta fiind Regia Autonoma pentru Activitati Nucleare - RAAN.

Prin cererea de chemare în judecată formulată de reclamanta, aceasta a solicitat obligarea Transelectiva SA la plata sumei de 11.637.439.66 lei.

La data de 22.05.2015, Tribunalul Meinedinti - Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal a pronuntat seniinta nr. 41/2015, prin care a dispus urmatoarele: "Admite execeptia necompetentei teritoriale. Declină competenta de solutionare în favoarea Tribunalului Bucureşti, Sectia a VI-a Civilă. Fără cale de atac". Dosarul a fost inregistrat la Tribunalul Bucuresti - Sectia a VI - a Civila sub numarul 24206/3/2015.

Reclamanta RAAN a formulat cerere de modificare a catimii dreptului pretins, solicitand obligarea Transelectrica SA la plata sumei majorate de 17.805.680,17 lei.

Tribunalul Bucuresti a ramas in pronuntare la data de 16.10.2015, amanand pronuntarea la data de 30.10.2015, apoi la data de 02.11.2015, apoi la data de 03.11.2015.

La data de 03.11.2015, Tribunalului Bucureşti, Sectia a VI-a Civilă a pronuntat sentinta nr. 6075/2015, prin care a dispus urmatoarele: "Admite cererea, astfel completată. Obligă pârâta la plata către reclamantă a sumei de 17.805.680,17 lei, reprezentând conus și penalități. Respinge cererea de acordare a cheltuieiilor de judecată formulată de reclamantă ca nei în 30 zile de la comunicare. Apelul se depune la Triburalui București -Secție a VI-a Civilă."

Sentinta a fost comunicata la data de 04.07.2016, conform stampilei de inregistrare a intracii corespondenței în Transelectrica SA

Impotriva sentintei s-a formulat apel. Prin Incheierea de 12.01.2017 pronuntata in desarul nr. 24206/3/2015, Curtea de Apel Bucuresti a dispus suspendarea judecării apeluționarea definitivă a dosanului nr. 9089/101/2013/a152 aflat pe rolul Tribunalului Mehedinți, in temeiul art. 413 al.1 pc.1 NCPC. Cu recurs pe toată durata suspendării.

Curtea de Apel Bucuresti a decis suspendarea judecarii cauzei, considerand ca solutionarea acesteia de hotararea care va fi pronuntata in dosarul nr. 9089101/2013/a 152 aflat pe roul Inaltei Curti de Casatie si Justitie, avand ca obiect contestatie la tabelul suplimentar de creante al Regiei Autonome pentru Activitati Nucleare SA.

• Pe rolul Tribunalul Bucuresti - Sectia a VI-a Civila a fost inregistrat dosarul nr. 26024/3/2015, avand ca obiect "pretentii", dosar in care Compania are calitatea de parata, reclamanta fiind Regia Autonoma pentru Activitati Nucleare -RAAN.

Prin cererea de chemare în judecată formulată de reclamanta, aceasta a solicitat obligarea Transelectrica SA la plata sumei de 10.274.679,11 lei.

Instanta de judecata a ramas in promuntare la data de 13.06.2016, amanand pronuntarea la data de 27.06.2016, cand, prin incheiere de sedinta, a dispus repunerea cauzei pe rol în vederea discutării de probatorii suplimentare pentu stabilirea debitelor reciproce și a compensării invocată de pârâtă, la zi, fixand urmatorul termen de judecata la 28, 11.2016. Prin Incheierea de sedinta din data de 28.11.2016, Tribunalul Bucuresti a suspendat cauza conf. art. 413 (1) NCPC rap. la

art, 411 (1) NCPC. Cu recurs pe toata durata suspendarii.

Tribunalul Bucuresti a decis suspendarea judecarii cauzei, considerand ca solutionarea acesteia depinde de hotorarea care va fi pronuntata in dosarul nr. 3014/2/2014 aflat pe rolul Inaltei Curti de Casatie si Justitie, avand ca police recurs anulare Decizie Presedinte ANRE nr. 743/2014.

Pe rolul Tribunalul Bucuresti - Sectia a VI-a Civila a fost inregistrat dosarul nr. 36943/2016, avand ca obiect "pretentii", dosar in care Compania are calitatea de parata. reclamanta fiind Regia Autonoma pentru Activitati Nucleare-RAAN. Prin cererea de chemare în judecată formulată de reclamanta, aceasta a solicitat obligarea Transelectica SA la plata sumei de 15.698.721.80 lei.

Instanta de judecata a ramas in pronuntare la data de 09.06.2016, amanand pronuntarea la data de 23.06.2016 si apoi la 30.06.2016, cand, prin incheiere de sedinta, a dispus repunerea cauzei pe rol, considerând noi ale părților, fixand urmatorul termen de judecata la 17,08.2016, respectiv la data de 13,10.2016.

In baza art.413 alin.1 pct.1 Cod procedură civilă, Tribunalul Bucuresti a dispus la data de 20.10.2016 suspendarea judecății cauzei până la soluționarea definițivă a dosarului nr. 3014/2/2014. Cu recurs pe toată durata suspendării.

· Pe rolul Tribunalul Mehedinti - Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal a fost inregistrat dosaul nr. 9089101/2013/a140, avand ca obiect "pretentii suma de 86.513.430,67 lei", dosar in care Compania are calitatea de reclamanta, parata fiind Regia Autonoma pentru Activitati Nucleare - RAAN.

Prin cererea de chemare în judecată formulată de Transelectrica SA, aceasta a solicitat obligarea paratei RAAN la plata sumei de 86.513.430.67 lei.

La data de 19.05.2016, Tribunalul Mehedinti - Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal a pronuntat o incheiere de sedinta, prin care a dispus urmatcare)e: "In baza art. 413 pc. 1 C. pr. civ. Dispune suspendarea cauzei până la soluționarea dosarului nr. 3014/2/2014 aflat pe rolul Înaltei Curți de Casație. Cu recurs pe toată durata suspendării. Pronunțată azi 19 mai 2016 în ședință publică."

· Precizan si faptul ca, prin Incherea din data de 18.09.2013, pronuntata de Tribunalul Mebredinti, in dosaul nr. 9089101/2013, s-a dispus deschiderea proceduri generale de insolvență împotriva debitoarei Regia Autonoma Pentru Activitati Nucleare R.A. (R.A.A.N.)

Prin sentinta nr. 387/20.03.2014, Tribunalul Mehedinti a confirmat planul de reorganizare al debitonei Regia Autonomâ Pentru Activități Nucleare, propus de administratorul judiciar Tudor&Asociatii SPRL și votat de Adunarea Generală a Creditorilor conform procesului verbal din 28.02.2014.

Prin hotararea intermediara nr. 10/28.01.2016, promuntată de Tribunalul Mehedinti - Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal, judecatorul sindic a dispus începerea procedurii falimentului debitoarei, in temeiul at. 107 alin. 1 lit. C din Lg. 85/2006, precum si dizolvarea debitoarea dreptului de adminiştrare al debitoarei,

Prin Decizia nr. 563/14.06.2016, Curtea de Apel Craiova - Sectia a II-a Civila a respins apelurile formulate importiva hotararii intermediare nr. 10/28.01.2016, pronunţată de Tribunalul Mehedinți - Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal.

Prin încheierea de sedință din 30.06.2016, Tribunalul Mebedinți - Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal a stabilii noile termene procedurale astfel: "Fixează termenul limită pentru depunerea cerciilor de creanță născute în cursul procedurii la 13.08.2016. Fixează termenul limită pentru verificarea creanțelor născute în cursul provedurii, întocritea, afișarea și comunicarea tabelului suplimentar al creanțelor la 29.09.2016. Fixează temenul limiță pentru depunerea contestațiilor la creanțe în cursul procedurii la 9 octombrie 2016 și pentru soluționarea contestațiilor la creanţele născute în cursul procedurii la 20 octombrie 2016. Fixează termenul limită pentru întocriirea şi afişarea tabelului definitiv consolidat la 10.11.2016.4

Odata cu depunerea declaratiei de creanta, in procedura falimentului RAAN, Transelectrica SA poate invoca prevederile art. 52 din Legea nr. 85/2006, aplicabila procedurii falimentului RAAN, prevederi preluate de art. 90 din Legea nr. 85/2014, privind dreptul creditorului de a invoca compensarea creantei sale cu cea a debitorului asupra sa, atunci cand conditiile prevazute de lege in materie de compensare legala sunt indeplinite la data deschiderii procedurii.

Transelectrica SA a fost înscrisa in tabelul debitoarei RAAN cu suma de 11.264.777,30 lei, in categoria creantelor ce au rezultat din continuarea activitatii debitorului, suma solicitata de societatea noastra fiind de 89.360.986,06 lei, nefindu-ne inscrisa în tabelul preliminar de 78.096.208,76 lei, pe motiv ca "aceasta nu figureaza ca fiind datorata in evidentele contabile ale RAAN." Mai mult decat atat, lichidatorul judiciar a considerat ca solicitarea inscrierii in tabel a sumei de 78.096.208,76 lei este tardiv formulata, fiind aferenta perioadei 2011 - 2013, motiv pentru care declaratis de creanta trebuia sa fie formulate la momentul deschiterii procedurii insolventei, respectiv in data de 18.09.2013. Am depus contestatie la Tabel. Tribunalul Mehedinti a incuviintat proba cu expertiza contabila. Termen de judecata 30.03.2017.

· Urmare a unui control destâgurat în anul 2013, Curtea de Corturi a dispus anumite măsuri de către Companie ca rezultat al unor deficiențe cu ocazia acestui control. Decizia și încheierea emișe de căter Curtea de Conturi au fost atacate la Curtea de Apel Bucureşti, fiind format dosarul nr. 1658/2/2014.

În şedinţa din data de 20.01.2016, instanța de judecată a amânat cauza pentru ca expertul contabil desemnat să-şi exprime punctul de vedere cu privire la obiecțiunile pârâtei la raportul de expertiză efectuat în cauză și pentru ca expertul tehnic să efectueze lucrarea de expertiză. În data de 29.06.2016 instanța de judecată a amânat cauza pentru a se finajaza (aportul de exportiza tehnică. Următorul temen stabilit a fost 26.10.2016, iar până la data întocmirii prezentilui paport, sunt alte modificări

La termenul din 08.02.2017 s-au comunicat obiectiunile la raportului. Termen de judecata: 22.03.2017.

• CNTEE Transelectrica SA a formulat o plângere împotriva Ordinului ANRE nr. 51/26.06.2014 înregistrată la ANRE sub nr. 47714/04.08.2014 și o contestație la Curtea de Apel București, care face obiectul dosanului nr. 4921/2014, 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 (ß) de 1,0359, conform analizelor interne Transelectrica) sau, în măsura în respinsă această cerere, folosind același 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 m. 51, publicat în Monitorul Oficial nr. 474/27.06.2014, privind aprobarea tarifului mediu pentru serviciul de transport, a tarifului de sistem și a tarifelor zonale aferente serviciului de transport, practicate de Compania de Transport al Energiei Electrice "Transelectica" - SA și 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 tanifelor zonale aferente serviciului de transport și a tarifelor pentru energia electrică reactivă, practicate de operatorii economici din cadrul sectorului energiei electrice,

Valorile luate în calculul ratei reglementate a rentabilității (RRR) de către ANRE conform Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport alectrice aprobată prin Ordinul ANRE nr. 53/ 2013 ("Metodologie"), au determinat o valoare a RRR de 7,7%.

CNITE Transelectrica SA consideră că aplicarea prevederilor art. 51 din Metodologie prin stabilirea parametrului Beta (ß) la valoarea de 0,432 va determina prejudiciera financiară a societății prin scăderea rentabilității cu o valoare estimată de 138,4 mil. lei, având un impact semnificativ asupra intereselor financiare ale societăţii.

La termenul din 09.02.2016, instanta de judecata a admis proba cu expecialitatea investiţii financiare şi alte entități de valori mobiliarea probei cu expetiza tehnica – specialitatea electo-energetica, dupa administracea probei cu expertiza contabila - specialitatea investiţii financiare și alte entități de valori mobiliare.

La termenele din datele de 25.03.2016, 10.06.2016 și 03.03.2017 înstanța a amânat judecatea cauzei în lipsa raportului de expertiză tehnică. Următorul termen a fost fixat pentru data de 21.04.2017.

· In data de 4 martie 2014, Comisia Europeana a emis o comunicare in care se preciza ca aplicat o amenda in valoare de 1.031.000 EUR Filialei SC OPCOM S.A. pentu abuzul de pozitie dominanta pe piata romaneasca cu privire la facilitarea tranzactionarii energiei electrice pe piata spot, cu incalcarea normelor antitrust ale UE. Compania a fost inclusa in proces ca si societate mama a Filialei SC OPCOM S.A., fiind raspunzatoare in mod solidar la plata amenzii.

Adunarea Generala a Actionarilor a Filialei SC OPCOM SA a hotarat, in data 10.06.2014, plata integraia a amenzii in suma de 1.031.000 euro aplicata de catre Directia Generala - Comisia Europena pentru intealcarea att.102 din Tratul privind functionarea Uniunii Europene, conform Deciziei in cazul antitrust AT 39984. Filiala SC OPCOM SA a efectuat plata integrala a amenzii stabilita de Comisia Europeana.

La data de 24.11.2014, Filiala SC OPCOM SA, a chemat în judecata CNTEE Transelectrica SA, in vederea obligacii acesteia la plata sumei de 582.086,31 euro (2.585.161,72 lei la cursul BNR din data de 24.11.2014), reprezentand suma achitata de aceasta cu titlu de amenda, din totalul amenzii de 1.031.000 euro.

De asemenea, Filiala SC OPCOM SA a mai solicitat instantei de judecata obligarea Companiei la plata sumei de 84.867,67 lei cu titlu de dobanda legala aferenta perioadei 11.06.2014, la care se adauga chettuieli de judecata in suma de 37.828,08.

Actiunea depusa de Filiala SC OPCOM SA, face obiectul dosarului nr. 40814/3/2014, aflat pe rolul Tribunatului Bucuresti, Sectia a VI-a Civila, avand ca obiect pretentii, materia litigiu cu profesionistii. CNTEE Transelectrica SA a depus intampinare la cererea de chemare in judecata in aceasta cauza, invocand exceptii si aparari de fond cu privire la netemeinicia si nelegalitatea actiunii.

La data de 24.07.2015, Tribunalul Bucuresti a pronuntat sentinta nr. 4275/2015, prin care a dispus urmatoarele: "Admite cererea de chemare în judecată formulată de reclamanta Operatorul Pieței de Energie Electrică și Gaze Naturale - OPCOM S.A. în contradictoriu cu pârâla Compania de Transport al Energiei Electrice Transelectrica S.A. Obligă pârâta la plata către reclamantă a sumei de 582.086,31 de euro, reprezentând suma achitată de reclamanță în locui pârâtei din valoarea amenzii de 1.031.000 de euro aplicată prin Decizia Comisici Europene la data de 05.03.2014 în cazul AT.39984, și a dobâzii legale, aferente sumei de 582.086,31 de euro, calculată de 11.06.2014 și pănă la data plății efective. Obliga pârâta la plata către reclamantă a sumei de 37.828,08 lei, cu titlu de judecată. Cu drept de apel în termen de 30 zile de la comunicare. Cererea de apel se depune la Tribunalul București - Secția a VI-a Civilă,"

Valoare ce a determinat scăderea RRR la 7,7 %

RRR-Regiementată de Rentabilitate este întrinită în literatura de specialitate sub denumirea "reșecurtată de WACC – Weighted Average Cost of Capital - în traducere Costul Mediu Fonderat al Capitalului, formula Deja doi indicatori fiind veigned Average Cost or Capital - In traducere Costu
asemanatoare: RRR = WACC = CCP + Kp(1 — T) + CCI x Ki
L Vologra na a detaminet exocidema BBB In 7 Z &

⁹ Valoare calculată comparativ cu o RRR de 8,52%

Impotriva sentinta sentintei nr. 4275/2015, pronuntata in dosarul sus-mentionat, Transelectrica SA & formulat apel, care a fost inregistrat pe rolul Curtii de Apel Bucuresti. Solutia Curtii de Apel este umatoarea: Admice apelul. Schimba în tot sentinta civilă apelată în sensul că respinge ca nemare in judecată. Obligă intimata-reclamată la plata cheluielilor de judecată către perată in suma de 16.129, reprezentand taxa judiciara de timbru. Cu recurs in 30 de zile de la comunicare. Pronuntata in sedința publica azi, 10.10.2016. Document: Hotarare 1517/2016.

OPCOM S.A. a declarat recurs. Cauza se afla in procedura de filtru. Termenul de judecata urmeaza sa fie alocat.

Compania a inregistrat in anul 2014 un provizion in suma de 2.670.029 lei pentru litigiul cu Filiala SC OPCOM SA.

· In anul 2013, Conaid Company SRL a dat in judecata CNTEE Transelectrica pentru refuzul nejustificat al acesteia de a semna un act acitional la contractul de racordare sau un nou contract de racordare si a solicitat despagubiri pentru cheltuielile suportate pana la acel moment in suma de 17.419.508 lei si profiturile nerealizate pe perioada 2013-2033 in suma de 722.756.000 EUR. Pana in acest moment, Compania nu act aditional la contractul de mopridare intrucat conditiile suspensive incluse in contract nu au fost indeplinite de catre Comaid Company SRL. Un contract nou de racordare ar fi trebuit incheiat pana la data de 11 martie 2014, data la care avizat tehnic de racordare a expirat. La data acestor situatii financiare sumele pretinse de Company SRL au fost considerate drept datorii contingente intrucat este improbabil ca pentru decontarea acestei obligatii vor fi necesare incorporand beneficii economice, iar valoarea obligatiei nu poate fi evaluata suficient de credibil. Dosarul nr. 5302/2/2013 se afla pe rolul Inaltei Curtii de Casatie si Justitie, Sectia Contencios Administrativ si Fiscal, avand ca obiect obligare emitere act administrativ, stadiul procesual - recurs, termenul de judecata fiind 09.12.2015. La acest termen, Inalia Curte de Casatie si Justitie a admis, în principiu, recursurile si a fixat termen de judecată, pe fond, a recursurilor la data de 08 aprilie 2016, Complet 4, cu citarea păţilor. Judecarea cauzei a fost amanata pentru data de 17.06.2016, cand instanta a ramas in pronuntare, amanand pronuntarea la data de 29.06.2016, cand a pronuntat: Decizia prin care a dispus urmatoarele: "Respinge exceptille invocate de recurenta-reclamantă S.C. Conaid Company S.R.L., prin administrator judiciar RVA Insolvency Specialists SPRL și de recurenta-pârâ Compania Națională de Transport a Energiei Electrice S.A. Admite recursul declarat de pârâta Compania de Transport a Exergiei Electrica Transelectrica S.A. împortiva încheierii de sedință din 18 februarie 2014 și a sentinței civile nr. 1866 din 11 iunie 2014, promunțate de Apel București -Secţia a VII-a contencios administrativ și fișcal. Casează încheierea atacată și sentința în parte și trimite cauza la Tribunalul București – Secția a VI-a civilă spre soluții reclamanței în contradictioniu cu Compania Națională de Transport a Energiei Electrica S.A. Mentine celelate dispoziţii ale sentinţi în cea ce priveşte acţiunea reclamantei împoriva Autorităţii Naţionale de Reglei. Respinge recursurile declarate de reclamanta S.C. Conaid Company S.R.L., prin administrator judiciar RVA Insolvency Specialists SPRL si de intervententa S.C. Duro Felguera S.A. împotriva sentinței civile nr. 1866 din 11 iunie 2014, pronunțată de Curtea de Apel București -Sectia a VII-a contencios administrativ și fiscal. Respinge recursul declarat de pârâta Compania Națională de Transport a Energiei Electrice Transelectrica S.A. împotriva încheierii de şedinţă din 25 mattie 2014, promunțate de Curtea de Apel București - Secția a VII-a contencios administrativ și fiscal. Definitivă. Pronunțată, în sedință publică, astăzi 29 îunie 2016". Pana la data prezentei, Inalia Curte de Casatie si Justitie nu a redactat decizia civila pronuntata la data de 29.06.2016, motiv pentru care dosarul nr. 5302/2/2013 nu a fost inaintat spre judecare la Tribunalul Bucuresti - Sectia a VI-a Civila.

· Compania este implicata in litigii semnificative in care are calitatea de reclamant, in special pentru recuperarea creantelor (de ex. Eco Energy SRL, Potal Electric Oltenia SA , Arcelormittal Galati SA, Regis Autonoma de Activitati Nucleare, Romenergy Industry SRL, Energy Holding SRL, UGM Energy Trading SRL). Compania a inregistrat ajustari pentru pierderi de valoare pentru clientii si pentru clientii in faliment, De asemenea, Compania a avut calitate de reclamant in cadrul unui litigiu cu ANAF dupa cum este prezentat in Nota 9.

Conducerea Companiei considera ca este probabil ca nu vor exista cazuri in care o iesire de resurse va fi necesara pentru decontarea litigiilor in curs. In plus, nu sunt alte litigii in curs care, fie prin valoarea lor, sa faca necesara prezentarea unor active sau datorii contingente semnificative pentru activitatea Companiei.

iv) Garantii

Compania este obligata conform Licentei nr. 161/2000, actualizata prin Decizia ANRE nr. 802/18.05.2016, privind prestarea serviciului de transport al energiei electriciului de sistem si administrarea pietei de echilibrare, sa constituie si sa mentina o garantie financiara de 1% din cifra de afacci itatilor autorizate prin licenta, care sa asigure prestarea cu continuitate a activitatilor ce fac obiectul licentei, luand in considerare rispurile majore care pot afecta aceste activitati si care sa acopere eventualele daune solicitate conform prevederilor contractuale incheiate, In vederea respectarii acestei obligatii, Compania a incheiato facilitate de emitere scrison de garantie bancara eu BRD - Groupe Societe Generale SA, valoarea facilitatii la 31 decembrie 2016 fiind de 27.665.218.

La data de 30.12.2016 a fost incheiat un contract de credit pentre emitere serison de garantie bancara cu EximBack SA in suma de 29.422 cu valabilitate in perioada 01.01.2017-31.12.2017.

Celelalte garantii acordate sunt reprezentate in principal de garantie bancara emise pentru contractele incheiate pe pietele centralizate administrate de OPCOM - Piata Centractelor bilaterate de energie electrica prin licitatie extinsa (PCCB-LE), Pista pentru Ziua Urmatoare (PZU) si Piata Intra-zilnica (PI), precum si angajamente/garantii acordate aferente contractelor de imprumut aflate in derulare pentru activitatea de investitii.

Alte garantii acordate reprezinta contractele cesionate pentru garantarea liniei de credit contractata pentru schema de sprijin.

Garantii primite

Garantiile primite sunt reprezentate in principal de garantie bancara de buna plata aferente contractelor incheiate pe piata de energie electrica, de scrisorile de buna executie si de avans aferente contractelor de investiții si alte garantii primite in cadrul contractelor finantate din taariful de racordare.

La 31 decembrie 2016 si 31 decembrie 2015 garantiile se prezinta dupa cum urmeaza:

	2016	2015
Garantii acordate, din care:	461.879	361-177
- scrisori de garantie acordate - productie	36.325	36.145
- scrișori de garantie acordate - investiții	238.617	325.005
- alte garantii acordate	186.936	27
Garantii primite, din care:	502 122	446.216
- scrisori de garantie primite - productie	220.879	1 રેજે તેડી રે
- scrisori de garanție primite - investiții	233.729	239.771
alte garantii/primite	47.513	47 - 19

Rezerve din regvaluare la 31 decembrie 2015 v)

La 31 decembrie 2016, rezervele din reevaluare sunt in valcare de 586.619.248 (la 31 decembrie 2015: 645.753.453).

Incepand cu data de 1 mai 2009, rezervele din reevaluarea mijloacelor fixe, inclusiv a terenurilor, efectuata de 1 ianuarie 2004, care sunt deduse la calcului impozabil prin internediul amortizarii fiscale sau al cheltuieillor privind activele cedate sissau casate, se impozitent cu deducerea amortizarii fiscale, respectiv la momentul scaderii din gestiune a acestor mijloace fixe, dupa caz.

Rezervele realizate sunt impozabile in vitor, in situatia modificarii desinatiei rezervelor sub orice forma, in cazul lichidarii, fuziunii companiei inclusiv la folosirea pentru acoperirea pierderilor contabile, cu exceptia transterului, dupa data de 1 mai 2009, a rezervelor mentionate in paragraful anterior.

vi)

Tariful de transport al energiei electrice pe baza unei metodologii de reglementare de tip "venit plafon". Prin aceasta ANRE stabileste un venit tinta initial anual calculat prin insumarea costurilor reglementate si a remtabilitatii reglementate a activelor recunoscute. Anumite costuri cuprinse in baza de costuri reglementate se afla sub incidenta unor cerinte de eficienta ce limiteaza nivelul ce poate fi recuperat prin tariful reglementat (cheltuieli de operare si mentenana controlabile, consumul propriu tehnologic). Seria de calculate pentru o perioada de reglementare este reprofilata print-o procedura de liniarizare in scopul atenuarii unor eventuale cresteri scaderi ample ale venitului de la un an tarifar la umatorul. Venitul aste ajustat anual cu indicele preturilor de consum, Anumite schimbari ale mecanismul de tarifare pot avea un impact semperarii amortizarii reglementate a mijloacelor fixe incluse in baza activelor reglementata.

Perioada de reglementare corenta are o durata de cinci ani (01 iulie 2019), flind compusa din cinci ani tarifari (anul tarifar incepe la 01 iulie si ace o durata de 12 luni). Astfel, in anul 2016 a avut loc trecerea de la al doiea an tarifar la al treilea an tarifar din cadei de regiementare curente (la 30 iunie 2016 s-a inchis al doilea an tarifar, la 01 iulie 2016 a debutat al treilea an tarifar). Pentru serviciul de transport si pentru serviciile de sistem au fost calculate conform prevederilor Ordinelor ANRE nr. 53/2013, cu modificarile si completarile ulterioare. Pentru semestrul I 2016 tarifeie pentru serviciile de sistem au fost aprobate prin Ordinele ANRE nr. 89/2015 si 93/2015 si pentru semestrul II 2016 prin Ordinul ANRE nr. 27/2016.

Conform Ordinului ANRE nr. 53/2013, cu modificarile si completarile ulterioare, pentru aprobarea Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru servici dectrice, pentru prima perioada tarifara autoritatea competenta determina suma aferenta castigurilor de eficienta (rezultate din reducerea costurilor operationale nealizate intro perioada tarifara) peste tintele stabilite pentru perioada de reglementare anterioara si aloca clientilor serviciului de transport 50% din surplus (mecanism de impartire a castigurilor).

Conform Ordinului ANRE nr. 87/2013, pentru aprobarea Metodologiei de stabilire a tarifeior pentru serviciul de sistem. autoritatea competenta determina suma aferenta castigurilor obtinute de operatorul de sistem print-o gestionare eficienta a serviciilor tehnologice de sistem in cadrul unei perioade tarifare si aloca 80% din accasta utilizatorilor (mecanism de impartire a castigurilor),

Tarifele pentru serviciul de transport al energiei electrice si pentru serviciile de sistem sunt ajustate anual cu valoarea totala a corectiilor rezultate din corectiile perioade (date realização pentru 8 luni si date estimate pentru 4 luni) si corectiilor perioadei tarifare precedente celei anterioare (date realizate).

STRUCTURA GRUPULUI 75

Principalele filiale ale Grupului si procentul actiunilor detinute de Companie sunt prezentate in continuare:

Entitatea	Tara	31 Decembrie 2016	31 Decembrie 2015
	de origine	% din actiuni	% din actiuni
SMART SA	Romania	70	70
TELETRANS SA	Romania	100	100

SC SMART SA

SC SMART SA cu sediul social in B-dul Magheru nr. 33 sector 1 Bucuresti si cu sediul central la punctul de lucu din Calea Floreasca nr. 246 C, Cladirea "Sky Tower", et.20, sector 1 Bucuresti, ace ca obiect principal de activitate efectuarea lucrarilor de mentenanta pentru sistemul de transport-dispeser. A fost infinitata prin HG nr. 710/19.07.2001 la data de 1 noiembrie 2001. Capitalul social la 31 decembrie 2016 este de 55.036.300 subscris si varsat integral de Companie.

Adunarea Generala Extraordinari a Actionarilor SC Smart SA a aprobat cu Hotarea nr.14/10.12.2014 majorarea de capital a SC Smart SA prin aport in natura cu valoarea terenurilor pentru care s-a obtinut certificat de atestare a drepului de proprietate.

In data de 30.12.2014, Oficiul Registrului de pe langa Tribunalul Bucuresti a solutionat cererea de inregistrare a majorarii de capital social a SC Smart SA si pe cale de 31 decembrie 2015 si 31 decembrie 2016 structura actionariatului SC Smart SA este urmatoarea:

l	CNTEE Transelectrica SA	- numar de actiumi 3.852.860 · cota de participare la beneficii si pierderi: 70,005%
	Statul roman prin Secretariatul General al Guvernului	- numar de actiuni 1,650.770 - cota de participare la beneficii si pierderi: 29,994%

Incepand cu data de 25.01.2016, a fost operata la Oficiul National al Registrului modificarea privind structura actionariatului la SC Smart SA, respectiv mentiunea la administrarea portofoliului statului, modificare impusa, potrivit art. 10 din OUG nr. 86/2014, modificata si actualizata.

*) In prezent, exista un litigiu având ca obiect anularea Rezoluției Persoanei Desemnate nr. 154954/30.12.2014, pronunțata în Dosarul nr. 449314/23.12.2014, în temeiul căreia Oficiul Registrului Comertului de pe langa Tribunalul Bucuresti a înregistrat majorarea capitalui social al Filialei SC Smart SA cu aport în natură și modificarea în consecință a. Actului Constituiv potrivit Deciziei nr. 12375/22,12,2014 a Președințului de Administrație al filialei și a Deciziei Consiliului de Administrație nr. 19/22.12.2014. De asemenea, Compania a solicitat înstanței competente anularea celor două decizii mai sus precizatea aplicării actelor a caror anulare se sobicită până la soluționarea acțiunii promovate.

Majorarea de capital social a avut în vedere punerea în aplicare a dispoziţiilor legislaţii, respectiv obligaţia de majore a capitaluiui social cu valoarea terenurilor din patrimoniul Filialei SC Smart SA, pentru care s-au obținut certificate de atestare a dreptului de proprietate, cu eniterea de actiuni român, structura acţionariatului Filialei SC Smart SA, astfel cum a fost ul Comerțului în temeiul Rezoluției Persoanei Desemnate nr. 154954/30.12.2014, fiind următoarea:

-CNTEE Transelectrica SA -Statul Român prin Secretariatul General al Guvernului 29,994% - 1.650.770 acțiuni.

70,005% - 3.852.860 acțiuni;

CNTEE Transelectrica SA a formulat cerere de ordonanta presedintiala (prin care a solicitat suspendarea actelor prin care a fost majorat capitalul social), care face obiectul dosarului nr. 13987/3/2015, aflat pe rolul Tribunalului Bucaresti | Sectia a-VI-a Civila.

STRUCTURA GRUPULUI (CONTINUARE) 25.

La data de 15.06.2015, Tribunalul Bucuresti a pronuntat sentinta nr. 3401/2015, prin care a dispus urnatoarele: "Respinge excepția lipsei calității procesual pasive a Statului Român prin Sectetariatul General al Guvernului, ca neîntemeiată. Respinge cererea de chemare în judecată formulată de reclamanta CN Transelectrica SA în contradictoriu cu pârâtele Filiala Societatea pentru Servicii de Mentenanță a Rețelei Electrice de Transport Smart SA, Statului Român prin Secretariatul General al Guvernului București, ca neîntemeiată. Cu drept de apel în termen de 5 zile de la pronunțare. Cerea de apel se va depune la Tribunalul București - Secția a VI-a Civilă, potrivit art. 471 alin. 1 Cod de procedură civilă. Pronunțată în ședință publică astăzi, 15 iunie 2015."

CNTEE Transelectrica SA a formulat apel, dosarul fiind inregistrat pe rolul Curtii de Apel Bucuresti - Sectia a-VI-a Civila, cu termen de judecata la data de 19.08.2015. Curtea de Apel Bucuresti a respins apelul ca nefondat, prin decizia 1277/21.09.2015, definitiva.

Totodata, CNTEE Transelectrica SA a formulat si plangere impotriva rezolutiei directorului ORC Bucuresti si imporiva actelor emise de Filiala SC Smart SA pentru majorarea capitalului social, care face obiectul dosarului nr. 14001/3/2015, aflat pe rolul Tribunalului Bucuresti - Sectia a-VI-a Civila.

In acest dosar nr.14001/3/2015, prin incheierea de sedinta din data de 07.09.2015, pronuntata de Tribunalul Bucuresti -Sectia a VI-a Civila, s-a dispus disjungerea capetelor 2 si 3 ale cererii de chemare in judecata formulata de Companie, formandu-se un nou dosar, cu numarul 32675/3/2015 avand termen de judecata la 02.11.2015.

Ca urmare a solicitarii Transelectica de a se suspenda judecata in dosanil 14001/3/2015, privind solutionarea cerefii Companiei de anulare a Rezolutiei Persoanei Desemnate nr. 154954/30.12.2014, pronuntata in Dosarul ONRC - Oficiul Registrului Comertului de pe langa Tribunalul Bucuresti nr. 449314/23.12.2014, formulata in temeiul prevederilor art.6 alin.(3) din OUG 116/2009, intrucat solutionarea cauzei dupa solutionarea plangerii formulate de Transelectrica SA impotriva Deciziei nr.19/22.12.2014, a Consiliului de Administratie al Filialei Societatea pentru Servicii de Mentenanta a Retelei Electrice de Transport "Smart" - S.A. si a Deciziei nr.12375/22.12.2014, a Presedintelui Consiliului de Administratie al Filialei Societatea pentru Servicii de Mentenanta a Retelei Electrice de Transport "Smart" - S.A., instanta de judecata a dispus prin incheierea de sedinta din data de 19.10.2015 urmatorele: "In temeiul art. 413 alin. 1 pct. 2 C. proc. civ., dispune suspendarea judecarii de chemare în judecata formulate de reclamanta Transelectrica în contradictoriu cu pârâtii Filiala Societatea pentru servicii de mentenanta a retelei electrice de transport SMART SA, Statul Român si ONRC, pâna la solutionarea definitiva a cauzei ce formeaza obiectul dosarului nr. 32675/3/ 2015 aflat pe rolul Tribunalului București - Sectia a VI-a Civila. Cu drept de recurs pe întreaga durata suspendarii. Cererea de recurs se depune la Tribunalul Bucuresti - Sectia a VI-a Civila. Pronuntata în sedința publica astazi, 19 octombrie 2015 "

In dosaul nr.32675/3/2015, prin incheierea de sedinta din data de 07.09.2015, pronuntata de Tribunalul Bucuresti - Secia a VI-a Civila, s-a dispus disjungerea capetelor 2 si 3 ale cererii de chemare in judecata formulata de Companie, (plangerea formulata de Transelectrica SA impotriva Deciziei nr.19/22.12.2014, a Consiliului de Administratie al Filialei Societatea pentru Servicii de Mentenanta a Retelei Electrice de Transport "Smart" - S.A. si a Deciziei nr.12375/22.12.2014, a Presedintelui Consiliului de Administratie al Filialei Societatea pentru Servicii de Mentenanta a Retelei Electrice de Transport "Smart" – S.A.), la termenul de judecata de la 02.11.2015 instanta de judecata a ramas in pronuntare, amânand pronuntarea la data de 16.11.2015.

Tribunalul Bucuresti - Sectia a VI-a Civila a pronuntat sentinte civila nr.6468/16.11.2015, prin care a dispus urnatoarele: "Admite excepția inadniisibilității. Respinge cererea de chemare în judecată formulată de reclamaria Transelectica în contradictoriu cu pârâții Filiala Societatea pentru servicii de mentenanță a rețelei electrice de transport SMART SA. Statul Român și ONRC, ca înadmisibilă. Cu drept de apel în termen de 30 zile de la comunicare. Cecrea de apel se depune la Tribunalul Bucureşti Secţia a VI-a Civilă. Pronunţată în şedinţă publică astăzi, 16 noiembrie 2015".

CNTEE Transelectrica SA a formulat apel, care a fost inregistrat pe rolul Curtii de Apel Bucuresti, dosarul aflandu-se in procedura prealabila, nefiind fixat termen de judecata.

SC TELETRANS SA

SC TELETRANS SA cu sediul social in B-dul Hristo-Botev nr. 16 - 18, sector 3, Bucuresti are ca obiect principal de activitato serviciile de mentenanta informatica de proces si managerial, servicii specifice de telecomunicatii si tehnologia informatiei in RET, telefonia, transmisiunile de date si a fost infiintata prin Hotararea AGA nr. 3/2002. Capitalu) so 31 decembrie 2015 este de 6.874 subscris si varsat integral.

26. SALARIZAREA CONDUCERII COMPANIEI

Salariile platite angajatilor cu functi de conducere pentru sunt compuse in principal din salariul de baza, beneficii la terminarea contractului de munca si post angajare, precum si componenta variabila pentru membrii Directoratului si Consiliului de Supraveghere. Acestea sunt detaliate dupa cum urmeaza:

	2016	2015
Beneficii pe termen scurt	10.269	10.077
Alte beneficii pe termen lung	267	213
Membrii Directoratului si Consiliului de Supraveghere
Componenta fixa	1 566	1.538
Componenta variabila	2.013	51
Total	14.116	36.583

In cursul anului 2013, a fost aprobat mandatul de 4 ani al membrilor Consiliului de Supraveghere si al membrilor Directoratului. Adunarea Generala a Actionarilor 2013 a aprobat contractul de mandat al membrilor Consiliului de Supraveghere precum si nivelul remuneratiei variabile a acestora incepand cu ziua lucratoare imediat urmatoare datei aprobarii Planului de administrare al CNTEE Transelectiva SA pentru perioada 2013-2017 elaborat de Consiliului de Supraveghere, respectiv din data de 01.10.2013.

Prin Hotararea AGOA nr. 1 din 23.03.2015 s-a aprobat la pct. 3.3 si 3.4 fixarea limitelor generale ale indemnizatiei fixe acordate membrilor Consiliului de Supreveghere din cadrul CNTEE "Transelectrica" - S.A. precum si a limitelor generale ale componentei variabile a remuneratiilor acestora.

La data de 31 decembrie 2016, conform certificatelor emise de Optiuni pe Actiuni Virtuale Transelectrica (OAVT-uri) acordate membrilor Consiliului de Supraveghere al Companiei este:

Pachet	Numar OAVT-uri	Data acordarií	Data expirarii	Pret mediu ponderat pentru luna anterioara acordarii conform contract mandat
.Pachet 1
15 Noiembrie 2013 Pachet 2	644.545	15.11.2013	15.11.2016	13,1484 (lei/actiune)
15 Noiembrie 2014 Pachet 3	571.561	15.11.2014	15.11.2017	26,6040 (lei/actiune)
15 Noiembrie 2015	355.640	15-11-2015	15-11-2018	25,9986 (lei/actiune)
Pachet 4 15 noiembrie 2016	379.767	15.11.2016	15.11.2019	29,0861 (lei/actiune)

La data de 31 decembrie 2016, conform certificatelor emise de Companie, numărul de OAVT-uri acordate membrilor Directoratului Transelectrica este:

Pachet	Numar OAVT-uri	Data acordarii	Data expirarii	Pret mediu ponderat pentru luna anterioara acordarii conform contract mandat
Pachet 1 15 Mai 2014	567,978	15.05.2014	15.11.2016	13,1484 lei/actiune
Pachet 2 15 Noiembrie 2014 Pachet 3	657.973	15.11.2014	15.11.2017	26,6040 lei/actiune
15 Noiembrie 2015	522.418	15.11.2015 15.11.2018		25,9986 (lei/actiune)
Pachet 4 15 noiembrie 2016	466.005	15.11.2016	15.11.2019	29,0861 lei/actiune

⁴ Pentru membrii Directoratului numiti in functie dupa data de 15.05.2014, componenta va OAVT-uri le-a fost acordat la data numirii.

26.

Detalii privind modelul de calcul al OAVT-urilor:

	Pachet 1	Pachet 2	Pachet 3	Pachet 4
Valabilitate	3 ani	3 ani	3 ani	3 ani
Mod exercitare		1/3 din pachetul acordat in fiecare an
Pret mediu ponderat pentru luna anterioara	13.1484 lei/actiune	26.6040 lei/actiune	25,9986 lei/actiune	29,0861 lei/ actiune

La data de 31 decembrie 2016, Grupul a inregistrat un provizion in suma de 42.355 (26.293 la 31 decembrie 2015) pentru componenta anuala variabila cuvenita membrilor Directoratului de Supraveghere pentru valoarea justa a actiunilor virtuale ale Companiei la finalul exercitiului financiar.

27. INTERESE MINORITARE

	31 Decembrie 2016	31 Decembrie 2015
Sold la inceputul anului Ponderea pierderii în an	11 645 (6.161)	5.210 (2.251)
Interese minoritare aditionale		8.686
Sold la finalul anului	5.484	11.645

28. INSTRUMENTE FINANCIARE

Managementul riscului financiar

Grupul este expus urmatoarelor riscuri care decurg din instrumentele financiare: riscul de rata a dobanzii si riscul valutar), risc de creditare. Managementul global al Grupului se axeaza asupra imprevizioilitatii pietei financiare si cauta sa minimizeze potentialele efecte adverse ale performantei financiare a Grupului. Riscul de piata este riscul care produce schimbari asupra preturilor piecum schimbul valutar si rata dobanzii ce vor afesta veniturile Grupului sau valoarea detinerilor de instrumente financiare.

Grupul nu are angajamente formale pentru a combate riscurile financiare. Cu toate acestea, riscurile financiare sunt monitorizate la nivel de management, punandu-se accent pe necesitatile Grapului de a compensa eficient oportunitatile si amenintarile.

Aceasta nota prezinta informatii cu privire la expunerea Grupului fata de riscurile mentionate mai sus, la obiectivele. politicile si procesele aferente masurarii si administrarii riscurilor, cat si despre gestionarea capitalului de catre Grup.

Riscul de rata a dobanzii

Fluxurile de numerar operationale ale Companiei sunt afectate dobanzilor, in principal datorita impfumului pe termen lung in valuta contractate de la banci finantatoare externe. Compania are imprumuturi pe ternega lung semnificative cu dobanda variabila, care o expun la un risc de fluxuri de numerar.

La data bilantului, raportul dintre instrumente cu rata de dobanda fixa si cele cu rata de dobanda variabila ale Grupului este prezentat in continuare:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Instrumente financiare cu rata dobanzii fixa Datorii financiare	478_649	548.153
Instrumente financiare cu rata dobanzii variabila Datorii financiare	178.829	262 543

Analiza de senzitivitate a ratei dobanzii

O apreciere cu 100 de puncte procentuale a ratei dobanzii pentru imprumuturile cu rate ale dobanzii variabile la data intocmirii situatiei pozitiei financiare ar fi scazut profitul brut al exercitiului financiar cu sumele indicate mai jos. Acesta analiza presupune ca toate celelalte variabile, in pricipal cursurile de schimb valutar, raman constante.

	Pierdere 2016	Pierdere 2015
RON	(44)	(95)
EUR	(1.325)	(1.244)
USD	(21)	(182)
Total	(1.390)	(1.521)

O depreciere cu 100 de puncte procentuale a ratei dobanzii pentru imprumuturile cu rate ale dobanzii variabile la data intocuirii situatiei pozitiei financiare ar fi crescut profitul brut al exercitiului financiar cu sumele indicate mai jos. Acesta analiza presupune ca toate celefalte variabile, in pricipal cursurile de schimb valutar, raman constante.

	Profit 2016	Profit 2015
RON	44	વેર
EUR	1.325	1.244
USD	21	182
Total	1.390	1.521

Grupul nu a incheiat contracte de hedging in cea ce priveste obligatiile in moneda straina sau expunerea fata de riscul de rata a dobanzii.

Riscul valutar

Grupul poate fi expus fluctuatiilor cursului de schimb valutar prin numerar, imprumuturi pe termen lung sau datorii comerciale exprimate in valuta.

Moneda functionala a Grupului este leul romanesc. Grupul este expus riscului valutar la numerarul si echivalentele de numerar, achizitiile si imprumuturile realizate in alta moneda decat functionala. Monedele care expun Grupul la acest risc sunt, in principal, EUR, USD si IPY. Imprumuturile in valuțașunt ulterior exprimate in lei, la cursul de schimb de la data bilantului, comunicat de Banca Nationala a Romaniei. Différente rezultate sunt incluse in contul de profit si pierdere, dar nu afecteaza fluxul de numerar pana in momentul lighidarioriei.

Expunerea Grupului la riscul valutar, exprimata in RON, a fost:

	Valoare	RON	EUR	USD	JPY
31 Decembrie 2016
Active monetare
Numerar si echivalente de numerar	960.489	920.125	40.327	38
Alte active finaciare	135.090	135.090
Creante	874.107	830.854	43.253
Expunerea bruta	1 669 686	1.886.068	83.580	38
Datorii financiare
Furnizori si alte datorii	889.349	808-260	80.789
Imprumuturi	657.478	217.343	428.798	11.337
Expunerea bruta	1.546.827	1.025.903	509.587	11.337
Expunerea neta la data de
raportare	422,859	860.165	(426.007)	11.299

	Valoare	RON	EUR	USD	JPY
31 Decembrie 2015
Active monetare
Numerar si echivalente de numerar	1.002.829	972.002	30.788	28	11
Alte active finaciare	70.085	70.085
Creante	729.388	725,764	3.624
Expunerea bruta	1.802.301	1.767.851	34.412	28	11
Datorii financiare
Furnizori si alte datorii	788.200	693.150	95.050
Imprumuturi	815.284	220.304	567.599	18.268	9.112

Expunerea bruta	1.603.484	913.454	662-649	18.268	9.112
Expunerea neta la data de
raportare	198.817	854.397	(628.237)	(18.240)	(9.101)

Creantele comerciale si alte creante precum si alte obligatii mai putin furnizorii de imobilizari sunt exprimati numai în RON.

Urmatoarele rate de schimb au fost aplicate:

	Curs mediu		Cursul de schimb la data
	2016	2015	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
RON/ EURO	4,4908	4.4450	4.5411	4,5245
RON/USBA	4.0592	4,0057	4,3033	4.1477
RON/ 100 JPY JPY	3,7398	3,3107	3.6834	3.4453

Analiza de senzitivitate a riscului valutar

O apreciere cu 10% a leului romanese fata de umatoarele monede 2016 si 31 decembrie 2015 ar fi crescut profitul brut cu sumele indicate mai jos. Aceasta analiza presupune ca toate celelalte variabile.

	Profit 2016	Profit 2015
EUR USD JPY	42.601 1.130	62.824 1.824 910
Total	43.731	65.558

O depreciere cu 10% a leului romanese fata de urmatoarele morede straine la 31 decembrie 2015 ar fi avut un efect similar dar de sens contrar asupra sumelor de mai sus, presupunand ca toate celelate variabile au ramas constante

	Pierdere 2016	Pierdere 2015
EUR	(42.601)	(62.824)
USD	(1.130)	(1.824)
JPY		(910)
Total	(43.731)	(65.558)

Riscul de credit

Riscul de creditare este riscul in care Grupul suporta o pierdere financiara urmarea neindeplinitii obligatiilor contractuale de catre un client sau o contrapartida la un instrument financiar. Acest risc rezulta în principal din creantele si numerarul si echivalentele de numerar.

Tratamentul riscului de contrapartida se bazeaza pe factori de succes interni al Grupului. Factorii externi de succes - care an efect asupra reducerii riscului in mod sistematic sunt: descentralizarea sectorului energetic în care producția, transportul, distribuția și furnizarea sunt activități disțince, pentru client este reprezentată de fumizor, tranzacţionarea energiei electrice pe piaţa din România pe două segmente de piaţa piaţa piaţa piaţa piaţa concurențială. Factorii interni de succes in tratamentul înclud, diversificarea portofoliului de clienti si diversificarea numarului de servicii oferite pe piata de energie electrica.

Activele financiare care pot supul riscului de incasare sunt in principal creantele comerciale si numerarul si echivalentele de numerar. Grupul a pus in practica o serie de politici prin care se asigura ca vanzarea de servicii se realizeaza catre clienti cu o incasare, prin includerea in contractele comerciale a obligatiei acestora de a constitui garantii financiare. Valoarea creantelor, neta de ajustarile pentru pierderi de valoare, reprezinta suma maxima expusa riscului de incasare.

Riscul de incasare aferent acestor create este limitat, intrucat aceste sunt, in principal, datorate de companii detimute de stat

Numerarul este plasat in institutii financiare, care sunt considerate ca avand risc minim. Depozitele sunt plasate la Banca Comeciala Romana, BRD - Groupe Societe Generale, Garanti Bank, Banca Transilvania, Exim, Bank, ING Bank si CITI Bank.

Expunerea maxima la riscul de incasare la data raportarii a fost:

	Valoarea neta
	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Active financiare
Creante comerciale nete	774 993	600 €69
Numerar si echivalente de numerar	960-489	1.002.829
Alte creante nete	89.339	128.699
Alte active financiare	135.090	70.085
	1.959.911	1.802.282

Situatia vechimii creantelor comerciale la data intocmirii situatiei pozitiei financiare a fost:

	Valoarea bruta 31 decembrie 2016	Provizion 31 decembrie 2016	Valoarea bruta 31 decembrie 2015	Provizion 31 decembrie 2015
Neajunse la scadenta	648-510	રે રેડવે	497.502	1.544
Scadenta depasita intre 1 - 30 zile	13.257		6.811	124
Scadenta depasita 31 - 90 zile	6.222		1.703	313
Scadenta depasita 90 - 180 zile Scadenta depasita intre 180- 270	1 1 22	359	11.094	10.233
zile Scadenta depasita intre 270 - 365	27.315	7.725	15.468	1.490
zile	6.256		6.890	2.392
Mai mult de un an	175.662	89.746	150.154	73.215
Total	878.374	103,381	689.981	89.312

Situatia vechimii altor creante la data intocmirii situatiei pozitiei financiare a fost:

	Valoarea bruta 31 decembrie 2016	Provizion 31 decembrie 2016	Valoarea bruta 31 decembrie 2015	Provizion 31 decembrie 2015
Neajunse la scadenta	68.799	2.501	113.450	ર્ભ 065ર
Scadenta depasita intre 1 - 30 zile	ી રે	0	6.430	ડેવેર
Scadenta depasita intre 31 - 90 zile	57	30	1.270
Scadenta depasita intre 90 - 180 zile	6.064	4.791	2.425	19
Scadenta depasita intre 180 - 270 zile	2.317	રિવે	4.608	2.504
Scadenta depasita intre 270-365 zile	3.160	રવેરે	5.796	ો પેરે
Mai mult de un an	101.201	83.678	81.168	77.270
Total	181.613	92.274	215-148	86.429

Grupul a inregistrat ajustari pentru creante comerciale si alte creante in litigiu si pentru clientii in insolventa. Cele mai mari valori inregistrate in anul 2015 au fost pentru Petprod SA (29.242.364), SC Eco Energy SRL (24.736.066), SC Total Electric Oltenia (14.185.577), Romenday Industry (9.989.440) si pentru Regia Autonoma pentu Activitati Nucleare (7.976.099) (a se vedea Nota 8).

Evolutia provizioanelor pentru clienti se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Sold la 1 ianuarie	89.312	87.246
Provizioane recunoscute Reversare provizioane	22.607 (8.538)	24.287 (22.221)
Sold la sfarsitul anului	103.381	89.312

Evolutia provizioanelor pentru alte creante se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Sold la 1 ianuarie	86.429	81.529
Provízioane recunoscute Reversare provizioane	7.501 (1.656)	9 329 (4.429)
Sold la sfarsitul anului	92.274	86.429

Riscul de lichiditate

Riscul de lichiditate este riscul potrivit caruia Grupul sa intampine diffeultati in indeptimea obligatiilor financiare care sunt decontate in numerar sau prin transferul altui activ financiar.

O politica prudenta de gestionare a riscului de lichiditate implica mentinerea unui suficiente de numerar, disponibilitatea finantarii prin facilitati de credit adecvate.

	31 decembrie 2016	31 decembrie 2015
Active
Active monetare in RON	1.886.068	1.767.851
Active monetare in moneda straina	83.618	34.451
	1.969.686	1.802.301
Datorii
Datorii monetare in RON	(1.025.903)	(904.761)
Datorii monetare în moneda straina	(520.924)	(690.029)
	(1.546.827)	(1.594.790)
Pozitia monetara neta in RON	860.165	863.090
Pozitia monetara neta in moneda straina	(437.306)	(655.579)

e de a mentine suficiente resurse lichide pentru a putea onora obligatiile pe Politica Grupului in privinta lichiditatii est

Tabelul urmator prezinta scadenta contractuala a datoriilor financiare, inclusiv plata dobanzilor:

	Valoare neta	Valoarea contractuala	<12 uni	1-2ani	2-Sani	>Sani
31 December 2016 Datorii finaciare
Fumizori si alte obligatii Alte impozite si obligatii pentru	877.058	877.058	877-058
asigurarile sociale	12.291	12.291	12.291
Imprumuturi	657.478	1.646.600	155.548	311.712	95.402	94.816
Total	1.546.827	2.535.949	1.044.897	311.712	95.402	94.816
	Valoare neta	Valoarea contractuala	<12 uni	1-2ani	2-Sani	>Sani
31 December 2015 Datorii finaciare Furnizori si alte
obligatii Alte impozite si obligatii pentru	779.516	779.516	763.183	16.333
asigurarile sociale	8.694	8.694	8.694
Imprimuturi	815.284	1.069.480	180.694	133.886	384.417	116.287
Total	1.603.484	1.857.680	952.561	150.219	384,417	116.287

Valoarea justa a instrumentelor financiare

Valoarea justa este valoarea la care instrumentul financiar se poate schimba in tranzactiile obisnuite desfasurate in conditi obilective intre parti interesate si in cunostinta de cauza, altele determinate de lichidare sau varzare silita. Valorile juste se obtin din preturile de piata cotate suu modelele de fluxuri de numerar, dupa caz. La 31 decembrie 2015 si 31 decembrie 2014, managementul considera ca valorile juste ale numerarului si echivalentelor de numerar, creantelor comerciale si altor creante, datoriilor comerciale, a imprumuturilor precum si ale altor datorii pe termen scurt aproximeaza valoarea lor contabila. Valoarea contabila a imprumuturilor este costul amortizat.

	Valoare contabila	Valoare justa	Nivel
31 decembrie 2016
Active financiare
Creante comerciale nete	774 993	774.993	Nivel I
Numerar si echiyalente de numerar	960.489	960.489	Nivel 1
Alte active financiare	135.090	135.090	Nivel I
Alte creante neter 15w	89.339	89.339	Nivel 1
	1.959.911	1.959.911

28.

	Valoare contabila	Valoare justa	Nivel
31 decembrie 2016
Datorii financiare pe termen lung
Imprumuturi, mai putin obligatiuni	201-930	501.930	Nivel 1
Obligatiuni	200.000	200.000	Nivel 1
	701.930	701.930
Datorii financiare pe termen scurt
Furnizori, incluzand furnizori de imobilizari	877.058	877.058	Nivel 1
Imprumuturi	155.548	155.548	Nivel 1
Sume datorate angajatilor si alte datorii	12.291	12.291	Nivel 1
	1.044.897	1.044.897

	Valoare contabila	Valoare justa	Nivel
31 decembrie 2015
Active financiare
Creante comerciale nete	600 €69	600-669	Nivel 1
Numerar si echivalente de numerar	1.002.829	1.002.829	Nivel 1
Fonduri nearambursabile de primit	70.085	70.085	Nivel 1
Alte creante nete	128.719	128.719	Nivel 1
	1.802.301	1.802.301
	Valoare contabila	Valoare justa	Nivel

31 decembrie 2015
Datorii financiare pe termen lung
Imprumuturi, mai putin obligatiuni	434.590 200.000	434.590	Nivel I
Obligatiuni		200.000	Nivel 1
	634 390	634.590
Datorii financiare pe termen scurt
Fumizori, incluzand furnizori de îmobilizari	779.516	779.516	Nivel 1
Imprumuturi	180.694	180.694	Nivel 1
Sume datorate angajatilor si alte datorii	14.184	14.184	Nivel 1
	974.394	974.394
Categorii de instrumente financiare
		31 Decembrie 2016	31 Decembrie 2015
Active financiare
Numerar si echivalente de numerar		1.095.579	1.074.914
Creante		874.107	729.388

Datorii financiare Cost amortizat		1,802,230	1.603.484

Riscul de personal si sistemul de salarizare

La 31 decembrie 2016, media de varsonalului Grupului este ridicata. Exista posibilitatea ca in viitor Grupul sa se confrunte cu o lipsa de personal datorata plecarilor angajatilor din cauze naturale.

Un alt riso legat de personal il reprezinta postobilitates piecarii angajatilor de calificare inalta cape companiile private, care
ar putea oferi pachete salariale si compen

Politica salariala impusa de Statul Companiei in care este actionar majoritar poate conduce la o fluctuatie majora in cadrul fortei de munca specializate.

Managementul riscului de capital

Politica Companiei este de a mentine o baza puternica de capital pentru a mentine investitorii si o piata increzatoare si de asemenea pentru a sustine dezvoltarea viitoare a afacerii.

Indicatorul gradului de indatorare

	31 Decembrie 2016	31 Decembrie 2015
Imprumuturi pe termen lung si termen scurt	657.478	815.284
Numerar si echivalente de numerar	(960.489)	(1.002.829)
Alte active financiare	(135.090)	(70.085)
	(438.101)	(257.630)
Capitaluri proprii Gradul de îndatorare	3.133.857	3.071.773

29. ONORARII PERCEPUTE DE FIECARE AUDITOR STATUTAR SAU FIRMĂ DE AUDIT

Situatia onorariilor percepute de firmă de audit pentru auditul statutar al situaţiilor financiare anuale și totalul onorariilor percepute de fiecare audit pentru alte servicii de asigurare, pentru servicii de consultanță fiscală și peatru alte servicii decât cele de audit, conform pet. 38 din Anexa 1 la OMFP nr. 2844/2016 cu modificările si completările ulterioare, aferente exerciţiului financiar al anului 2016, se prezinta dupa cum urmeaza:

· SC Deloitte Audit SRL Contract nr. C358/10.09.2014 servicii de auditare a situatiilor financiare separate si consolidate, emiterea raportului asupra confornitatii Raportului cu situatiile financiare separate si consolidate, servicii de audit cu privire la indeplinirea conditiilor financiare specificate in contractele privind emisiunea de obligatiuni, raport de audit in conformitate cu art. 113 lit. G alin. (6) din regulamentul 1/2006 al CNVM - onorarii aferente exercitiului financiar al anului 2016-246.519, la care se adauga TVA;
· SC Ernst&Young SRL Contract nr. C372/25.09.2014 servicii de realizare a unui studiu privind impactul introducerii tipului de sistem tarifar binom pentru implementarea serviciului de transport al energiei electrice onorarii aferente exercitiului financiar al anului 2016 - 95.420, la care se adauga TVA:

· SC PKF Finconta SRL - Contract nr. C75/11.04.2016 - servicii de consultanta fiscala - afidrati aferente
exercitiului financiar al anului 2016 - - 43.713, la care se se

EVENIMENTE ULTERIOARE 30_

Hotărârea de Guvern ur. 10/13.01.2017 privind adoptarea unor măsuri de siguranţă pe piaţa de energie electrică

Ca urmare a publicării în Monitorul Oficial a Hotărârii de Guvern nr. 10/13.01.2017, C.N.T.E.E Transelectica S.A., în calitate de Operator de Transport și de Sistem este masurile de salvgardare cu caracter tehnic și comercial conform at. 6, alin. (3) din Regulamentul privind stabilirea măsurilor de criză apărute în funcționarea Sistemului Energetic Național, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 142/2014.

In acest sens, Dispecerul Energetic Național întreprinde următoarele acțiuni:

urmărește permanent și progrozează evoluția consumului de energie electrică, situația stocurilor de combustibil și a disponibilității unităților de producție debitului Dunării și a stocurilor de apă din principalele lacuri de acuri de acuriulare; - se informează despre prognoza mentu zilele următoare, în special în cea ce priveșe fenomenele meteo extreme si atentionările emise de către ANM:
colaborezză cu Dispeceratul Naționale (DNGN) în vederea înformării reciproce privind parametrii de funcționare în cele două sisteme;
colaborează cu operatorii de sistem din țările vecine în scopul coordonării fiunționării interconectate a sistemelor și cunoașterii stării de funcționare a acestora.

În urma evaluării stării de funcționare a sistemului, a prognozelor de consum și a cât și a rezervelor de energie existente, în vederea asigurății și continuității în alimentarea cu energie electrică a populației, Dispecerul Energetic Național poate de criză în Sistemul Electroenergetic Național. În acest caz se pot pune în aplicare, gradual, următoarele măsuri de salvgardare:

I. Trecerea unor centrale de la funcționarea pe gaze naturale la cea pe combusibil alternativ (păcură), în conformitate cu HG 844/2016, Anexa 1A. Măsura se aplică pe baza notificării primite de la DNGN, în conformitate cu planul comun de măsuri;
1. Reducerea/anularea capacității de interconexiune disponibilă pe direcția de export;
1. Reducerea/anularea schimburilor de energie notificate pe direcția de export;
1. Limitarea în transe a consumului de energie electrică. Precizăm că limitarea nu afectează populația, aceasta fiind aplicată doar consumatorilor industrialionarea consumului la o putere minimă tehnologică, în conformitate cu prevederile din contractele de furnizare a energiei electrice.

Măsurile de la punctele 2. și 3. se aplică în conformitate cu acordurile bilațerale privind alocarea capacității de interconexiune cu operatorii vecini.

Măsurile se pot aplica în ordinea prezentată și în mod gradual, în Sistemul Electronergetic Național în momentul luării deciziei.

Precizăm că aceste măsuri au fost de către unii operatori de transport și sistem din țările vecine (Bulgaria, Grecia). Măsuri similare sunt avute în vedere și de alte țări din Europa (Franța, Belgia, Italia ș.a.).

Decizia ANRE nr. 71/26.01.2017 de aprobare a Calendarului de implementare a tarifelor de tip binom pentru serviciul de transport şi serviciul de distribuţie a energiei electrice la nivelul operatorilor de reţea

ANRE a aprobat prin Decizia nr. 71/26.01.2017 calendarul de implementare a tarifelor de tip binom pentru serviciul de transport și serviciul de distribuție a energiei electrice pentru simularea aplicarii tarifelor de tip binom la nivelul operatorilor de rețea în perioada 01.01. - 31.10.2017.

Deciziile ANRE nr. 185, 186 și 187 din 17.02.2017 privind achiziția serviciului tehnologic de sisten - rezervă terțiară lentă

Având în vedere HG nr. 55/2017 de modificare a HG nr. 844/2016. ANRE a aprobat prin Deciziile nr. 185. 186 si 187 din 17.02.2017 privind suplimentarea achiziției serviciilor tehnologice de sistem - rezerva terțiara lenta de la Electrocentrale Bucuresti, Electrocentrale Galati si Veolia Energie Prahova cu grupuri cu fincționare pe combusibil alternativ, respectiv pe păcură, pentu perioada 18 februarie - 15 martie 2017 (extinderea cu o lună a perioadei anterioare: 3 ianuarie - 15 februarie).

Evolutia preturilor pe piata angro de energie electrica

Pe piața de energie electrică, pe fondului ridicat de electricitate determinat de temperaturile exterioare scăzute și anumitor restricții și indisponibilități ale anumitor capacități de producție, prețurile pe piețele pe termen scurt și pe piața de echilibrare au înregistrat creșteri semnificative în luna ianuarie 2017 atât față de luna corespunzatoare a anului precedent.

Numire membru in Consiliul de Supraveghere

Potrivit Deciziei nr. 3 din 31 ianuarie 2017, membrii Consiliului de Supraveghere au numit în p provizoriu al Consiliului de Supraveghere, pe domnul Ciprian BOLOŞ. Numirea domnului Ciprian BOLOŞ a devenit efectivă începând cu data de 01 februarie 2017.

30. EVENIMENTE ULTERIOARE

Renunțare la mandat Președințe Directorat

În conformitate cu prevederile Contractului de Mandat nr. C419/13.11.2014 și cu cele înscrise în comunicarea înregistrată la nivelul Companiei sub nr. 8982/10.03.2017, domnul Ion-Toni TEAU renunță la mandatul încredințat de membru și presedinte al Directoratului CNTEE "Transelectrica" S.A. începând cu data de 26 aprilie 2017.

Contractare linie de credit de la BRD GROUP SOCIETE GENERALE SA

ipoteca mobiliara asupra contului bancar deschis la banca;
ipoteca mobiliara asupra creantelor rezultate din contributia pentru congenerare de inalta eficienta incheiate cu Cez Vanzare S.A., E.ON Energie Romania S.A., Tinmar Energy S.A.

Situatiile financiare consolidate atasate au fost aprobate de catre conducere la deta de 21 martie 2016 si semnate in numele acesteia de catre:

Ion - Toni TEA Presedinte Dinect

Directorat, Canstantin VADUVA Membru Directorat

Octavian LOHAN Membru Iprectorat

Mircea - Toma M Membru Dipecte . 02'

Cristina STOIA Director Directia nomica si Strategie Financiara

Veronica CRISU Manager Departament Contabilitate

AI Terminal

C.N.T.E.E. Transelectrica

2299_10-k_2017-04-28_722da9e8-d452-4f21-93ad-136c58551233.pdf

Raport Anual 2016

RAPORT ANUAL

CNTEE "TRANSELECTRICA" SA

pentru exerciţiul financiar încheiat la data de 31 decembrie 2016

RAPORTUL STRUCTURILOR DE CONDUCERE 2016

Mesajul Consiliului de Supraveghere

Consiliul de Supraveghere

Costin Mihalache - Membru în Consiliul de Supraveghere are peste 25 de ani de experiență profesională.

Comitete consultative ale Consiliului de Supraveghere

Comitetul de audit

Comitetul de nominalizare și remunerare

Comitetul privind securitatea energetică

Modificări în cadrul Consiliului de Supraveghere

Mesajul Directoratului

Directoratul

Modificări în cadrul Directoratului Transelectrica:

Cifre cheie

RESURSE UMANE ACȚIUNEA TEL

Evenimente importante

Ian Transelectrica se

Raport Management

1. Modelul de afacere

1.1.Poziţionare în piața energiei electrice

1.2.Portofoliul de activităţi și modelul de tarifare

Activități cu profit zero

Cogenerare

Agent de transfer pe relația România-Ungaria în cadrul pieței regionale de energie electrică

2. Structura Grupului

SMART

TELETRANS

FORMENERG

ICEMENERG – SERVICE

OPCOM

3. Transelectrica pe piața de capital

3.1.Structura acționariatului

3.2.Evoluţie preţ acţiune

Figura 5: Evoluție preț acțiune față de indicii BET si BET-NG in 2016

Figura 6: Evoluție preț acțiune 2016

3.3.Obligaţiuni

3.4.Dividende

Tabel 3: Repartizarea profitului 2014-2016

3.5.Rating

3.6.Relația cu investitorii

4. Managementul riscului

4.1.Politica privind managementul riscului

4.2. Obiectivele Transelectrica privind managementul riscului

4.3.Principalele riscuri identificate

4.3.1.Riscuri tehnice și operaționale

4.3.2.Riscuri financiare

4.3.3.Riscul de rată a dobânzii

Figura 9: EURIBOR 6M (%)

4.3.4.Riscul valutar

4.3.5.Riscul privind prevederile din acordurile de finanțare

4.3.6.Riscul de lichiditate

4.3.7.Riscul de credit

4.3.8.Riscurile strategice asociate cadrului de reglementare

4.3.9.Riscul de tarifare (preţ) asociat cadrului de reglementare

4.3.10. Riscul de volum

4.3.11. Riscul de implementarea codurilor de rețea

4.3.12. Riscuri asociate imprevizibilității Piețelor de Energie

4.3.13. Riscuri de legalitate rezultând din schimbările cadrului legal, politic, de reglementare, a mediului social sau politicilor interne ale Companiei

4.3.14. Riscuri privind securitatea

4.3.15. Riscuri legate de personal

4.3.16. Riscuri asociate protecției mediului

5. Resurse umane

5.1. Structura personalului

47 de ani

Vârsta medie în anul 2016

5.2.Instruire profesională

5.3.Proiect de eficiență organizațională

5.4.Reprezentare sindicală

5.5.Activitatea de cercetare și dezvoltare

6. Perspective și provocări

Formarea pieței unice de electricitate la nivelul Uniunii Europene (susținerea activă a procesului de integrare a pieței unice de energie electrică)

Consolidarea și dezvoltarea sistemelor și mecanismelor în domeniul guvernanței corporative

Raport Operațional

7. Date operaționale