C.N.T.E.E. Transelectrica

Annual Report • Apr 24, 2019

CNTEE Transelectrica SA Societate administrata in sistem dualist

Situatii financiare separate la data si pentru exercitiul financiar incheiat la 31 decembrie 2018

Intocmite in conformitate cu Ordinul Ministrului Finantelor Publice nr. 2844/2016 cu modificarile si completarile ulterioare pentru aprobarea Reglementarilor contabile conforme cu Standardele Internationale de Raportare Financiara

	Nota	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017 cf. Hotararii AGA nr. 6 din 30.04.2018
Active
Active imobilizate
Imobilizari corporale	5	2.988.303.101	3.044.365.315
Imobilizari necorporale	6	22.752.925	15.563.225
Imobilizari financiare	6	80.245.910	78.038.750
Total active imobilizate		3.091.301.936	3.137.967.290
Active circulante
Stocuri	7	34.768.678	32.014.652
Creante comerciale si alte creante	8	1.063.594.025	818.529.879
Numerar si echivalente de numerar	9	482.158.679	520.746.500
Total active circulante		1.580.521.382	1.371.291.031
Total active		4.671.823.318	4.509.258.321
Capitaluri proprii si datorii
Capitaluri proprii
Capital social, din care:		733.031.420	733.031.420
- Capital social subscris		733.031.420	733.031.420
Prima de emisiune		49.842.552	49.842.552
Rezerve legale		123.742.090	118.961.487
Rezerve din reevaluare		522.585.647	499.921.435
Alte rezerve		66.664.045	56.953.503
Rezultat reportat		1.313.139.735	1.258.921.369
Total capitaluri proprii	10	2.809.005.489	2.717.631.766
Datorii pe termen lung
Venituri in avans pe termen lung	11	411.154.678	410.642.185
Imprumuturi	12	143.866.115	195.185.934
Datorii privind impozitele amanate	15	56.100.417	25.036.280
Obligatii privind beneficiile angajatilor	13	52.411.509	52.646.906
Total datorii pe termen lung		663.532.719	683.511.305

	Nota	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017 cf. Hotararii AGA nr. 6 din 30.04.2018
Datorii curente
Datorii comerciale si alte datorii	14	1.020.793.710	699.936.819
Alte impozite si obligatii pentru asigurari sociale	17	10.052.456	8.688.192
Imprumuturi	12	53.311.446	317.063.988
Provizioane	14	95.557.513	41.545.187
Venituri in avans pe termen scurt	11	19.329.257	40.881.064
Impozit pe profit de plata	15	240.728	-
Total datorii curente		1.199.285.110	1.108.115.250
Total datorii		1.862.817.829	1.791.626.555
Total capitaluri proprii si datorii		4.671.823.318	4.509.258.321

Situatiile financiare separate prezentate au fost aprobate de catre conducerea Companiei la data de 20 martie 2019 si semnate in numele acesteia de catre:

Directorat,

Marius – Dănuţ	Claudia - Gina	Adrian	Andreea Georgiana	Constantin
CARAŞOL	ANASTASE	SAVU	FLOREA	SARAGEA
Presedinte	Membru	Membru	Membru	Membru

Ana-Iuliana DINU Director Unitatea Economica - Financiara si Administrativa

Veronica CRISU Manager Dept. Contabil

	Nota	2018	2017 cf. Hotararii AGA nr. 6 din 30.04.2018
Venituri
Venituri din serviciul de transport		1.069.837.016	1.054.629.112
Venituri din servicii de sistem		701.621.717	650.746.554
Venituri privind piata de echilibrare		903.865.423	1.304.613.489
Alte venituri		46.371.626	50.327.846
Total venituri	18	2.721.695.782	3.060.317.001
Cheltuieli din exploatare
Cheltuieli pentru operarea sistemului	19	(308.872.049)	(257.916.731)
Cheltuieli privind piata de echilibrare	19	(903.865.423)	(1.304.613.489)
Cheltuieli privind serviciile de sistem tehnologice	19	(677.725.109)	(661.323.176)
Amortizare		(298.297.896)	(311.853.273)
Cheltuieli cu personalul	20	(188.548.757)	(178.575.211)
Reparatii si mentenanta		(90.840.558)	(84.765.211)
Cheltuieli cu materiale si consumabile	7	(11.667.003)	(8.316.853)
Alte cheltuieli din exploatare	21	(140.561.153)	(184.958.423)
Total cheltuieli din exploatare		(2.620.377.948)	(2.992.322.367)
Profit din exploatare		101.317.834	67.994.634
Venituri financiare		16.898.339	19.098.960
Cheltuieli financiare		(25.151.844)	(40.219.198)
Rezultat financiar net	22	(8.253.505)	(21.120.238)
Rezultat inainte de impozitul pe profit		93.064.329	46.874.396
Impozit pe profit	15	(11.760.956)	(18.607.221)
Rezultatul exercitiului		81.303.373	28.267.175
Rezultatul de baza si diluat pe actiune (lei/actiune)	16	1,109	0,3856

	Nota	2018	2017 cf. Hotararii AGA nr. 6 din 30.04.2018
Rezultatul exercitiului		81.303.373	28.267.175
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	15	(33.611.852)	-
- Surplus din reevaluarea imobilizarilor corporale	5	100.361.123	-
- Surplus actuarial aferent planului de beneficii determinate	26	316.395	(6.331.427)
Alte elemente ale rezultatului global (AERG)		67.065.666	(6.331.427)
Rezultatul global total		148.369.039	21.935.748

Situatiile financiare separate prezentate au fost aprobate de catre conducerea Companiei la data de 20 martie 2019 si semnate in numele acesteia de catre:

Directorat,

Marius – Dănuţ	Claudia - Gina	Adrian	Andreea Georgiana	Constantin
CARAŞOL	ANASTASE	SAVU	FLOREA	SARAGEA
Presedinte	Membru	Membru	Membru	Membru

Ana-Iuliana DINU Director Unitatea Economica - Financiara si Administrativa

Veronica CRISU Manager Dept. Contabil

CNTEE Transelectrica SA

Situatia separata a modificarilor capitalurilor proprii pentru exercitiul financiar incheiat la 31 decembrie 2018

(Toate sumele sunt exprimate in LEI, daca nu este indicat altfel)

	Capital social	Prime de emisiune	Rezerve legale	Rezerve din reevaluare	Alte rezerve	Rezultat reportat	Total
Sold la 1 ianuarie 2017	733.031.420	49.842.552	116.360.295	549.088.226	56.953.728	1.602.438.193	3.107.714.414
Profitul exercitiului	-	-	-	-	-	28.267.175	28.267.175
Alte elemente ale rezultatului global, din care: Recunoastere pierderi actuariale aferente planului de beneficii determinat	-	-	-	-	-	(6.331.427)	(6.331.427)
Total alte elemente ale rezultatului global	-	-	-	-	-	(6.331.427)	(6.331.427)
Total rezultat global al perioadei	-	-	-	-	-	21.935.748	21.935.748
Alte elemente Transferul rezervelor din reevaluare in rezultatul reportat Majorarea rezervei legale Alte elemente	- - -	- - -	- 2.601.192 -	(49.166.791) - -	- - -	49.166.791 (2.601.192) (75.727.088)	- - (75.727.088)
Total alte elemente	-	-	2.601.192	(49.166.791)	-	(29.161.489)	(75.727.088)
Contributii de la si distribuiri catre actionari Derecunoastere teren prin dezmembrare Distribuirea dividendelor din profitul anului 2016 Distribuirea dividendelor speciale cf. OG nr. 29/2017	- -	- -	- -	- -	(225) - -	(49.571) (165.445.191) (170.796.321)	(49.796) (165.445.191) (170.796.321)
Total contributii de la si distribuiri catre actionari	-	-	-	-	(225)	(336.291.083)	(336.291.308)
Sold la 31 decembrie 2017 cf. Hotararii AGA nr. 6 din 30.04.2018	733.031.420	49.842.552	118.961.487	499.921.435	56.953.503	1.258.921.369	2.717.631.766

Situatiile financiare separate prezentate au fost aprobate de catre conducerea Companiei la data de 20 martie 2019 si semnate in numele acesteia de catre:

Directorat,

Marius – Dănuţ	Claudia - Gina	Adrian	Andreea Georgiana	Constantin
CARAŞOL	ANASTASE	SAVU	FLOREA	SARAGEA
Presedinte	Membru	Membru	Membru	Membru

Ana-Iuliana DINU Director Unitatea Economica - Financiara si Administrativa Veronica CRISU Manager Dept. Contabil

CNTEE Transelectrica SA

Situatia separata a modificarilor capitalurilor proprii pentru exercitiul financiar incheiat la 31 decembrie 2018

(Toate sumele sunt exprimate in LEI, daca nu este indicat altfel)

	Capital social	Prime de emisiune	Rezerve legale	Rezerve din reevaluare	Alte rezerve	Rezultat reportat	Total
Sold la 1 ianuarie 2018 cf. Hotararii AGA nr. 6 din 30.04.2018	733.031.420	49.842.552	118.961.487	499.921.435	56.953.503	1.258.921.369	2.717.631.766
Rezultat global al perioadei Profitul exercitiului	-	-	-	-	-	81.303.373	81.303.373
Alte elemente ale rezultatului global, din care: Recunoastere profit actuarial aferent planului de beneficii determinat Surplus din reevaluarea imobilizarilor corporale Datorie privind impozitul amanat aferent rezervei din reevaluare	-	-	-	- 100.361.123 (33.611.852)	-	316.395	316.395 100.361.123 (33.611.852)
Total alte elemente ale rezultatului global	-	-	-	66.749.271	-	316.395	67.065.666
Total rezultat global al perioadei	-	-	-	66.749.271	-	81.619.768	148.369.039
Alte elemente Transferul rezervelor din reevaluare in rezultatul reportat Majorarea rezervei legale	- -	- -	- 4.780.602	(44.085.059) -	- -	44.085.059 (4.780.602)	- -
Total alte elemente	-	-	4.780.602	(44.085.059)	-	39.304.457	-
Contributii de la si distribuiri catre actionari Subventii aferente imobilizarilor apartinand domeniului public al statului Distribuirea dividendelor suplimentare cf. OG nr. 29/2017	- -	- -	- -	- -	9.710.542 -	(66.705.859)	9.710.542 (66.705.859)
Total contributii de la si distribuiri catre actionari	-	-	-	-	9.710.542	(66.705.859)	(56.995.317)
Sold la 31 decembrie 2018	733.031.420	49.842.552	123.742.090	522.585.647	66.664.045	1.313.139.735	2.809.005.489

Situatiile financiare separate prezentate au fost aprobate de catre conducerea Companiei la data de 20 martie 2019 si semnate in numele acesteia de catre:

	Directorat,
Marius – Dănuţ CARAŞOL	Claudia - Gina ANASTASE	Adrian SAVU	Andreea Georgiana FLOREA	Constantin SARAGEA
Presedinte	Membru	Membru	Membru	Membru

Ana-Iuliana DINU Director Unitatea Economica - Financiara si Administrativa Veronica CRISU Manager Dept. Contabil

CNTEE TRANSELECTRICA SA

Situatia separata a fluxurilor de trezorerie pentru exercitiul financiar incheiat la 31 decembrie 2018 (Toate sumele sunt exprimate in LEI, daca nu este indicat altfel)

	2018	31 decembrie 2017 cf. Hotararii AGA nr. 6 din 30.04.2018
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare
Inregistrare pierdere in rezultatul reportat provenit din corectarea
erorilor contabile	-	(75.727.088)
Profitul perioadei	81.303.373	28.267.175
Ajustari pentru:
Cheltuiala cu impozitul pe profit	11.760.956	18.607.221
Cheltuieli cu amortizarea	298.297.896	311.853.273
Cheltuieli cu ajustarile pentru deprecierea creantelor comerciale	12.079.488	36.575.509
Reversarea ajustarilor pentru deprecierea creantelor comerciale	(8.321.693)	(14.502.821)
Pierderi din debitori diversi	27.178	45.080.551
Venituri nete cu ajustarile pentru deprecierea debitorilor diversi	(32.913.828)	(9.466.794)
Cheltuieli nete cu ajustarile pentru deprecierea stocurilor	351.675	1.203.735
Profit/Pierdere din vanzarea de imobilizari corporale, net	(117.107)	838.153
Cheltuieli nete cu ajustarile de valoare privind imobilizarile
corporale	1.570.038	1.663.348
Cheltuieli/Venituri nete privind provizioanele pentru riscuri si
cheltuieli	53.952.535	(9.567.625)
Cheltuieli cu dobanzile, veniturile din dobanzi si venituri nerealizate din diferente de curs valutar
	8.301.350	21.124.449
Fluxuri de trezorerie inainte de modificarile capitalului circulant	426.291.861	355.949.086
Modificari in:
Clienti si conturi asimilate - energie si alte activitati Clienti – echilibrare	(79.657.662) (157.006.028)	1.841.831 12.432.909
Clienti - cogenerare	20.232.183	(30.511.221)
Stocuri	(2.754.026)	(1.605.004)
Datorii comerciale si alte datorii - energie si alte activitati	110.320.134	(54.463.381)
Datorii – echilibrare	178.468.702	(81.854.364)
Datorii – cogenerare	(15.213.960)	41.162.173
Datorii platite conform decizie impunere ANAF	-	(99.890.556)
Alte impozite si obligatii pentru asigurari sociale	1.364.264	76.983
Venituri in avans	(22.974.374)	(16.460.352)
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare	459.071.094	126.678.104
Dobanzi platite	(20.343.942)	(22.246.255)
Impozit pe profit platit	(12.458.907)	(8.064.579)
Numerar net generat din activitatea de exploatare	426.268.245	96.367.270
Fluxuri de trezorerie utilizate in activitatea de investitii
Achizitii de imobilizari corporale si necorporale	(170.635.134)	(182.858.423)
Incasare din finantare nerambursabila CE	11.645.602	-
Dobanzi incasate	9.866.977	5.991.201
Titluri de participare detinute la TSC NET	(2.207.160)	-
Incasari din vanzarea de imobilizari corporale	688.136	25.909
Dividende incasate	1.148.000	2.180.584
Alte active financiare	-	135.090.000
Numerar net utilizat in activitatea de investitii	(149.493.579)	(39.570.729)

Fluxuri de trezorerie utilizate in activitatea de finantare

Rambursari ale imprumuturilor pe termen lung	(113.900.205)	(134.371.923)
Rambursare obligatiuni	(200.000.000)	-
Dividende speciale platite cf. OG 29/2017	-	(169.798.704)
Dividende platite	(1.462.282)	(165.540.607)
Numerar net utilizat in activitatea de finantare	(315.362.487)	(469.711.234)
Diminuarea neta a numerarului si echivalentelor de numerar	(38.587.821)	(412.914.693)
Numerar si echivalente de numerar la 1 ianuarie	520.746.500	933.661.193
Numerar si echivalente de numerar la sfarsitul perioadei	482.158.679	520.746.500

Situatiile financiare separate prezentate au fost aprobate de catre conducerea Companiei la data de 20 martie 2019 si semnate in numele acesteia de catre:

Directorat,

Marius – Dănuţ	Claudia - Gina	Adrian	Andreea Georgiana	Constantin
CARAŞOL	ANASTASE	SAVU	FLOREA	SARAGEA
Presedinte	Membru	Membru	Membru	Membru

Ana-Iuliana DINU Director Unitatea Economica - Financiara si Administrativa

Veronica CRISU Manager Dept. Contabil

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 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. 641/25.04.2018, a Conditiilor generale asociate licentei aprobate prin Ordinul ANRE nr. 104/2014 si a certificarii finale a Companiei ca operator de transport şi sistem al Sistemului Electroenergetic Naţional conform modelului de separare a proprietății ("ownership unbundling") prin Ordinul ANRE nr. 164/07.12.2015.

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 separate la 31 decembrie 2018 intocmite in conformitate cu Ordinul Ministrului Finantelor Publice nr. 2844/2016 pentru aprobarea Reglementarilor contabile conforme cu Standardele Internationale de Raportare Financiara cu modificarile ulterioare, 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 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 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 infiintata CNTEE Transelectrica SA, ca societate pe actiuni si cu principal obiect de activitate transportul, dispecerizarea energiei electrice, organizarea si administrarea pietei de energie electrica.

Dupa cum este prezentat in Nota 12, la 31 decembrie 2017, actionarii Companiei sunt: Statul Roman prin Ministerul Economiei, Comerţului şi Turismului care detine un numar de 43.020.309 actiuni (58,69%), DEDEMAN SRL cu 4.192.363 (5,72%), alti actionari persoane juridice cu 20.689.339 actiuni (28,22%) si alti actionari persoane fizice cu 5.401.131 actiuni (7,37% ).

În baza prevederilor OUG nr. 86/17.12.2014 "privind stabilirea unor măsuri de reorganizare la nivelul administraţiei publice centrale şi pentru modificarea şi completarea unor acte normative" Ministerul Economiei, Comerţului şi Turismului, exercita, incepand cu data de 17 decembrie 2014, drepturile şi îndeplineste obligaţiilor ce decurg din calitatea de acţionar al statului la Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" - S.A.

HG nr. 47/2013 privind organizarea si functionarea 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 privind stabilirea unor măsuri de reorganizare la nivelul administraţiei publice centrale şi pentru modificarea unor acte normative, a fost înfiinţat Ministerul Economiei, Comerţului şi Relaţiilor cu Mediul de Afaceri, prin reorganizarea şi preluarea activităţilor Ministerului Economiei, Comerţului şi Turismului, care s-a desfiinţat, 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 asigurarea sigurantei si securitatii in functionare a Sistemului Energetic National (SEN), cu respectarea normelor si performantelor prevazute de reglementarile tehnice in vigoare si prestarea unui serviciu public pentru toti utilizatorii retelelor electrice de transport, in conditii de transparenta, nediscriminare si echidistanta pentru toti participantii la piata.

Alte informatii legate de activitatea Companiei

Participarea Operatorilor de Transport şi de Sistem (OTS) din Europa în cadrul ENTSO-E este reglementată prin legislaţia europeană în vigoare (Regulamentul 714/2009 privind condiţiile de acces la reţea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică și de abrogare a Regulamentului (CE) nr. 1228/2003): "Toţi operatorii de transport și de sistem cooperează la nivel comunitar prin intermediul ENTSO de energie electrică, în scopul promovării finalizării și funcţionării pieţei interne a energiei electrice și a comerţului transfrontalier, precum și în scopul asigurării unei gestionări optime, a unei exploatări coordonate și a unei evoluţii tehnice sănătoase a reţelei europene de transport de energie electrică."

Calitatea de membru în ENTSO-E a CNTEE "Transelectrica" SA reprezintă o condiţie esenţială pentru accesul la procesul decizional privind strategia şi legislaţia europeană în domeniu şi pentru apărarea şi susţinerea intereselor Companiei în cadrul activităţilor/proiectelor derulate la nivelul asociaţiei si a Comisiei Europene.

ENTSO-E a fost creat în anul 2009, ca o asociaţie non-profit cu sediul la Bruxelles, prin unificarea asociaţiilor OTS-urilor europene organizate conform regiunilor interconectate sincron (UCTE, ETSO, BALTSO, NORDEL, UKTSOA, ATSOI). Transelectrica a fost membru UCTE si ETSO din octombrie 2004 - sistemul electroenergetic românesc facând parte din Grupul Regional Europa Continentală.

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;
• LWA Asociatia Internationala a Lucrului sub Tensiune;

CNTEE Transelectrica SA raspunde de functionarea sigura, fiabila si eficienta a SEN, indeplinind prevederile Directivei UE 54/2003, art. 9.

În data 5 iulie 2018 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 a agenția de rating de credit Moody's Investors Service a menținut ratingul Companiei la nivelul celui din anul anterior, respectiv Ba1, îmbunătățind perspectiva, de la stabilă la pozitivă.

Începând cu luna ianuarie 2017 Compania a încheiat un contract cu Compania internațională de rating de credit Fitch Ratings.

În data de 9 octombrie 2018 Fitch reconfirmă Companiei ratingul BBB perspectivă stabilă (o treaptă peste ratingul de țară al României (BBB-/perspectivă stabilă), ca o recunoaștere față de eforturile Companiei de a atinge excelența operațională și pentru abordarea responsabilă față de mediul de afaceri în care operează.

Mediul legislativ

Activitatea in sectorul energetic este reglementata de Autoritatea Nationala 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 national necesar functionarii 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 electrice si 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 tehnice si comerciale etc.

ANRE stabileste tarifele pentru serviciul de transport al energiei electrice si pentru serviciile de sistem. Prin urmare, deciziile 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. 641/25.04.2018 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;

Certificarea finală a Transelectrica în calitate de OTS al SEN, conform modelului de separare a proprietății

In conformitate cu prevederile Legii energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificarile si completarile ulterioare, Autoritatea Naţionala de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) a aprobat prin Ordinul nr. 164/07.12.2015 certificarea Companiei Naţionale de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA ca operator de transport şi sistem al Sistemului Electroenergetic Naţional conform 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 Ordinului, a fost publicat în Monitorul Oficial nr. 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 legislației 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 domeniul energiei electrice, autorizata si monitorizata de o autoritate 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 24).

Baza activelor reglementate ("BAR")

Determinarea tarifului de transport are la baza, printre altele, baza activelor reglementate. Baza activelor reglementate include valoarea neta a activelor corporale si necorporale 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 investitii realizate suplimentar cu aprobarea autoritatii 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 cadrul 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 2014-30 iunie 2019), fiind compusa din cinci ani tarifari (anul tarifar incepe la 01 iulie si are o durata de 12 luni). Astfel, in anul 2018 a avut loc trecerea de la al patrulea an tarifar la al cincilea (ultimul) an tarifar din cadrul perioadei de reglementare curente (la 30 iunie 2018 s-a inchis al patrulea an tarifar, la 01 iulie 2018 a debutat al cincilea an tarifar).

In anul 2018, rata reglementata a rentabilitatii activelor pentru activitatea de transport al energiei electrice a fost de 7,7%, valoare stabilita de ANRE pentru perioada de reglementare curenta.

Includerea Transelectrica in 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 2,06% la data de 31 decembrie 2018 (31 decembrie 2017: 2,21%), avand o capitalizare bursiera de la 31 decembrie 2018: 1.576.017.553 (31 decembrie 2017: 1.799.592.136).

Transelectrica este inclusă de asemenea în indicii bursieri locali BET-XT, BET-NG, BET-XT-TR, BET Plus, BET-TR, BET-BK, ROTX precum 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). 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 sunt reprezentate 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.

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.

Serviciul de transport al energiei electrice (continuare)

Compania asigura accesul nediscriminatoriu si reglementat tuturor participantilor la piata de energie electrica. Activitatea de transport se deruleaza prin intermediul a opt sucursale cu sediul in: Bucuresti, Bacau, Cluj, Craiova, Constanta, Pitesti, Sibiu si Timisoara.

Activitatea de transport al energiei electrice desfasurata de Transelectrica consta in asigurarea conditiilor tehnice si in mentinerea parametrilor RET in momentul introducerii/preluarii energiei in/din RET.

Servicii de sistem

Compania are sarcina de a mentine in permanenta functionarea sistemului energetic national in conditii de siguranta si cu respectarea standardelor de calitate prevazute in codul tehnic al retelei electrice de transport. In acest scop, Compania utilizeaza resurse proprii denumite servicii de sistem functionale si achizitioneaza de la producatorii de electricitate servicii de sistem tehnologice. CNTEE Transelectrica SA 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, care include tariful pentru servicii de sistem functionale.

Serviciile de sistem tehnologice sunt achizitionate in baza unei proceduri concurentiale reglementate de ANRE, de la producatori, la cererea CNTEE Transelectrica SA, pentru mentinerea nivelului de siguranta in functionare al SEN precum si a calitatii energiei transportate la parametrii ceruti de legislatia in vigoare. CNTEE Transelectrica SA refactureaza intreaga valoare a serviciilor de sistem achizitionate de la producatori (cu 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 Transelectrica SA si constau in planificarea si conducerea operationala a SEN, precum si la celelalte activitati prestate de CNTEE Transelectrica SA in scopul echilibrarii in timp real a productiei cu consumul, in scopul satisfacerii 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. Incepand cu data de 01.09.2018, functionarea pietei de echilibrare este reglementata de Regulamentul de calcul și decontare a dezechilibrelor părților responsabile cu echilibrarea si Regulamentul de funcționare și de decontare a pieței de echilibrare,aprobate prin Ordinul președintelui ANRE nr.31/31.01.2018, publicat în Monitorul Oficial al României nr.166 bis/ 22.02.2018. 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 inregistrarea licentiatilor care participa la piata nationala de energie electrica, sa colecteze, 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 promovarea sistemelor de 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 electrice si a energiei termice in centralele de cogenerare sunt superioare preturilor de piata ale celor doua forme de energie. Schema este destinata producatorilor de energie electrica si termica ce detin sau exploateaza comercial centrale de cogenerare de inalta eficienta, in scopul stimularii efectuarii de investitii noi in sisteme de cogenerare, precum si retehnologizarii centralelor existente. Intrarea in aplicare efectiva a schemei de sprijin in Romania a avut loc la 1 aprilie 2011, dupa adoptarea de catre Autoritatea Nationala in domeniul Energiei (ANRE) a cadrului de reglementare necesar implementarii acestei scheme.

Schema de sprijin pentru promovarea cogenerarii de inalta eficienta reprezinta unul dintre mecanismele dezvoltate la nivelul Uniunii Europene (UE) pentru atingerea de catre fiecare stat membru a tintelor de reducere a emisiilor de gaze cu efect de sera -GES- (prin reducerea cantitatii de energie primara necesara generarii acelorasi cantitati de energie prelucrata –electrica si termica – fata de producerea separata).

Schema de sprijin de tip bonus a fost instituita in Romania prin HG nr. 219/2007 privind promovarea cogenerarii bazate pe energia termica utila (transpunerea Directivei CE nr. 8/2004 ) si implementata prin HG nr. 1215/2009 privind stabilirea criteriilor si a conditiilor necesare implementarii schemei de sprijin pentru promovarea cogenerarii de inalta eficienta pe baza cererii de energie termica utila , pentru producatorii cu capacitate electrica instalata mai mare de 1 MW.

Mecanismul de sprijin a fost autorizat de Comisia Europeana Decizia C(2009)7085, modificata prin Decizia C(2016)7522 final. Conform acestor decizii, ajutorul de stat este de tip operare, pentru acoperirea diferentei dintre costurile si veniturile productiei de energie electrica si termica in cogenerare de inalta eficienta, asigurandu-se o rentabilitate de maximum 9%.

Schema de sprijin de tip bonus este destinata in acest fel sustinerii si promovarii sistemelor de producere de energie electrica si termica in cogenerare de inalta eficienta, astfel incurajandu-se noi investitii in tehnologia de cogenerare, precum si realizarea de lucrari de inlocuire/reabilitare a instalatiilor existente.

Schema se aplica producatorilor de energie electrica si termica in cogenerare care au solicitat ANRE acordarea bonusului pentru energia electrica produsa in cogenerare de inalta eficienta, livrata in SEN, pentru capacitatile de cogenerare inscrise in lista producatorilor de energie electrica si termica in cogenerare de inalta eficienta pana la 31 decembrie 2016. Producatorii beneficiaza de schema de sprijin pe o perioada de maximum 11 ani consecutivi, fara a depasi anul 2023, an la finalul caruia se incheie schema. Bonusul, acordat la cerere, reprezinta cuantumul (in lei) primit de producatori pentru fiecare MWh produs in cogenerare de inalta eficienta si livrat in retelele SEN, este stabilit anual de catre ANRE si este calculat ca diferenta dintre costurile totale de producere ale unei centrale de cogenerare echivalente, cu productie de energie electrica de inalta eficienta, si veniturile ce pot fi obtinute de aceasta utilizand pretul pe piata al energiei electrice, respectiv costul unitar al energiei termice rezultat pentru o centrala termica echivalenta, diferenta raportata la energia electrica livrata in SEN de centrala de cogenerare.

Hotararea 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 valorile bonusurilor de referinta, pe megawatt ora de energie electrica produsa si livrata in retea din centrale de cogenerare de inalta 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, 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 colectarea contributiei de la furnizorii consumatorilor de energie electrica intr-un cont bancar distinct de activitatea 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 eficienta furnizorilor 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 autofactureaza.

În data de 08.12.2016, prin Hotărârea Guvernului nr. 925, s-au adoptat modificarea și completarea HG nr.1215/2009 privind stabilirea criteriilor şi a condiţiilor necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă eficienţă pe baza cererii de energie termică utilă. Principalele modificări fac referire la urmatoarele aspecte:

• pentru primirea bonusului, producătorii sunt obligaţi să nu ȋnregistreze datorii faţă de administratorul schemei de sprijin sau să aibă încheiate convenţii de compensare a datoriilor şi creanţelor;
• supracompensarea se recuperează conform legislaţiei naţionale şi a Uniunii Europene în domeniul ajutorului de stat;
• supracompensarea/bonusul necuvenit rămas neachitat de către producători, pentru care s-au întreprins toate demersurile legale, se va recupera prin includerea sumei în contribuţia pentru cogenerare, conform metodologiei emise de către ANRE;
• deciziile ANRE referitoare la cuantumul supracompensării şi/sau bonusului necuvenit sunt obligatorii pentru producători şi se pun în aplicare în vederea recuperării prin emiterea unei decizii de către administratorul schemei în conformitate cu legislaţia în domeniul ajutorului de stat;
• ȋnchiderea financiară a schemei de sprijin se face în primul semestru al anului 2024, conform cadrului de reglementare elaborat de ANRE.

Pana la data prezentelor situatii financiare separate, ANRE nu a elaborat cadrul de reglementare pentru inchiderea financiara a schemei, conform pct. 11 din HG nr. 925/2016 pentru modificarea şi completarea Hotărârii Guvernului nr. 1.215/2009 privind stabilirea criteriilor şi a condiţiilor necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă eficienţă pe baza cererii de energie termică utilă.

HG nr. 129/2017 pentru completarea art. 8 din Hotărârea Guvernului nr. 1.215/2009 prevede ca bonusul de cogenerare aferent actualei scheme de sprijin poate fi acordat pentru maximum 11 ani consecutivi, dar nu mai tarziu de anul 2023.

HG nr. 846/2018 pentru modificarea și completarea Hotărârii Guvernului nr. 1.215/2009 prevede ca prin care bonsurile de referinta si preturile de referinta pentru energia termica se ajusteaza semestrial, iar valorile aprobate pentru anul urmator se aplica si in perioada noiembrie-decembrie a anului curent (fata de situatia precedenta cand bonusurile de referinta erau aprobate anual). Astfel, incepand cu anul 2019, analiza de supracompensare se va realiza in baza ordinelor privind aprobarea valorilor bonusurilor de referinta pentru energia electrica produsa in cogenerare de inalta eficienta si ale preturilor de referinta pentru energia termica si electrica produse in cogenerare, ordine emise de ANRE pe mai multe perioade (ianuarie – iunie, iulie – octombrie, noiembrie – decembrie).

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 punct de vedere al cadrului de reglementare intern, rolurile şi responsabilităţile operatorilor implicaţi, CNTEE Transelectrica SA şi SC OPCOM SA, cat şi operaţiunile ce se realizează in cadrul cuplarii pieţelor sunt prevăzute in Regulamentul de organizare şi funcţionare a pieţei pentru ziua urmatoare de energie electrica, cu respectarea mecanismului de cuplare prin preţ a pieţelor şi modificarea unor acte normative care reglementează piaţa pentru ziua următoare de energie electrica, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 82/2014 (Regulament).

Mecanismul de cuplare prin preţ a pieţelor de energie electrica (continuare)

Modelul ţintă pentru piaţa pentru ziua următoare, bazat pe principiul de cuplare a regiunilor prin preţ (PCR - Price Coupling of Regions) utilizează un algoritm unic de corelare a ofertelor şi de stabilire a preţului.

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 transport si 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 coreleaza, pe baza de licitatii, tranzactiile cu energie electrica pentru ziua urmatoare, in functie 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, 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 impartite lunar 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 conturile de venituri si cheltuieli, cu exceptia veniturilor din managementul congestiilor pe liniile de interconexiune, a veniturilor/cheltuielilor 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 INTOCMIRII

Declaratie de conformitate

Aceste situatii financiare separate ("situatii financiare") au fost intocmite in conformitate cu Ordinul Ministrului Finantelor Publice nr. 2844/2016 pentru aprobarea Reglementarilor contabile conforme cu Standardele Internationale de Raportare Financiara ("OMFP nr. 2844/2016"), cu modificarile si completarile ulterioare. 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 anului 2018 in conformitate cu OMF nr. 881/2012 cu modificarile si completarile ulterioare.

Bazele evaluarii

Situatiile financiare sunt intocmite la cost istoric, 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.

Moneda functionala si de prezentare

Situatiile financiare sunt prezentate in LEI Romanesti ("LEI" sau "RON") conform reglementarilor contabile aplicabile, aceasta fiind si moneda functionala a Companiei.

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 aplicarea politicilor contabile, precum si valoarea recunoscuta a activelor, datoriilor, veniturilor si cheltuielilor, ipoteze privind valoarea justa (a se vedea Nota 4), privind angajamente si contingente (a se vedea Nota 24), 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 tranzactiilor cu plata pe baza de actiuni cu decontare in numerar (Nota 26) si privind obligatiile aferente planurilor de beneficii determinate (Nota 13).

Rezultatele efective pot fi diferite de valorile estimate. Estimarile si ipotezele sunt revizuite periodic. Revizuirile estimarilor contabile sunt recunoscute in perioada in care estimarile sunt revizuite cat si in perioadele viitoare afectate.

Informatiile cu privire la ipotezele si estimarile care implica incertitudini semnificative sunt incluse in urmatoarele note:

Nota 11 - 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 13 - evaluarea obligatiilor aferente planurilor de beneficii determinate;

Nota 24 - recunoasterea si evaluarea provizioanelor, angajamentelor si contingentelor; ipoteze cheie privind probabilitatea si amploarea unei iesiri de resurse;

Nota 26 - 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.

Compania (concesionar) a incheiat in 2004 un contract de concesiune cu Ministerul Economiei (concedent) potrivit caruia 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 schimbul furnizarii serviciului 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 aceea 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 acordurile de concesiune 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 aplicarii 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 infrastructurii, cui trebuie sa le presteze si la ce pret;
• concedentul controleaza prin dreptul de proprietate, 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 contabilizare a contractului de concesiune potrivit prevederilor IFRIC 12 nu va reflecta substanta economica a tranzactiei, deoarece 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 amortizarea pe care Compania ar fi inregistrat-o pentru activele respective 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 consecvent pentru toate perioadele prezentate in aceste situatii financiare, cu exceptia aspectelor prezentate in nota 3 litera (x) care prezinta modificarile in politicile contabile.

(a) Imobilizari corporale

Active proprii

Imobilizarile corporale, cu exceptia imobilizarilor corporale in curs de executie, sunt prezentate la valoare reevaluata, mai putin amortizarea cumulata si pierderile 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 si de mutare a elementelor si restaurarea amplasamentului, si o cota parte a cheltuielilor indirecte.

Recunoastere

Imobilizarile corporale sunt evaluate initial la cost.

Costul include cheltuielile direct atribuibile achizitiei 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/stadiul necesar utilizarii preconizate; si
• costurile indatorarii capitalizate.

Pentru imobilizarile corporale neutilizate sau uzate se inregistreaza ajustari de depreciere.

Cheltuielile ulterioare

Compania recunoaste in valoarea contabila a unui element de imobilizari corporale costul inlocuirii unei parti a unui element de imobilizare daca la momentul in care costul are loc este probabila generarea catre Companie de beneficii economice viitoare aferente elementului si costul elementului poate fi evaluat in mod credibil. Toate celelalte costuri sunt recunoscute in contul de profit si pierdere atunci cand acestea au loc.

Amortizarea

Imobilizarile 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 cand elementele unei imobilizari corporale au durate de viata diferite, acestea sunt inregistrate ca elemente separate (componente 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

Compania a optat pentru prezentarea imobilizarilor corporale la valoarea reevaluata, cu exceptia avansurilor si imobilizarilor corporale in curs de executie ce sunt prezentate la cost istoric.

Reevaluarile se efectueaza de experti evaluatori independenti, 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.

(b) Patrimoniul public

In conformitate cu prevederile Legii nr.213/1998 retelele de transport al energiei electrice sunt bunuri care alcatuiesc domeniul public al statului.

Hotararea de Guvern nr. 627/2000 stabileste in anexa nr. 8 inventarul bunurilor imobile care alcatuiesc domeniul public al statului, preluate in administrare de catre Companie incepand cu 1 august 2000 si care se inventariaza si se actualizeaza de cate ori este cazul, prin act legislativ (HG).

Anterior semnarii contractului de concesiune detaliat in paragraful urmator, patrimoniul public a fost tratat ca o contributie in natura a Statului roman prin reprezentantul sau Ministerul Economiei, intrucat Compania 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 patrimoniului public apartine statului sau autoritatilor locale care pot inchiria sau concesiona bunurile ce sunt proprietate publica. In conformitate cu prevederile Legii nr. 213/1998 si 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 Economiei si Companie 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 cadrul capitalurilor proprii. Ulterior incheierii contractului de concesiune Compania trateaza activele asupra carora are drept de utilizare ca si leasing operational. Platile aferente contractului de concesiune (redeventa) sunt 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 din 30 aprilie 2015.

In cursul anilor 2005-2013, au fost incheiate sapte acte aditionale la contractul de 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/evaluarii acestor bunuri, la data 14.02.2013 a fost incheiat cu Ministerul Economiei 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 ianuarie 2014, au fost aprobate modificarea si completarea anexei nr. 7 la Hotararea Guvernului nr. 1705/2006 pentru aprobarea inventarului centralizat al bunurilor din domeniul public al statului, urmare 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 sau expirarea 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 conform contractului de concesiune pentru perioada 1 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 este suma platita pentru utilizarea acestor active de catre o terta parte intr-o tranzactie cu pret determinat obiectiv.

Investitiile efectuate de Companie din surse proprii de finantare la activele ce fac obiectul contractului de concesiune sunt capitalizate si se amortizeaza pe durata ramasa de viata a activelor. Dupa recuperarea amortizarii investitiei, 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.

(c) Imobilizari necorporale

Imobilizarile necorporale achizitionate de Companie 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 necorporale inregistrate de catre Companie 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 si duratele de viata utile sunt revizuite la fiecare data de raportare si ajustate daca este cazul.

Cheltuielile ulterioare

Cheltuielile ulterioare sunt capitalizate numai daca este probabila generarea catre Companie de beneficii economice viitoare aferente cheltuielilor ulterioare.

(d) Tranzactii in valuta

Tranzactiile in valuta se exprima in LEI prin aplicarea cursului de schimb de la data tranzactiei. Activele si pasivele monetare exprimate in valuta la sfarsit de an sunt exprimate in LEI la cursul de schimb de la acea data. Castigurile si pierderile din

diferentele de curs valutar, realizate sau nerealizate, sunt inregistrate in contul de profit si pierdere al exercitiului financiar respectiv. Ratele de schimb la 31 decembrie 2018 si 31 decembrie 2017 sunt dupa cum urmeaza:

Moneda	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
1 EUR 1 USD	4,6639 4,0736	4,6597 3,8957

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.

(e) Creante

Creantele comerciale sunt inregistrate initial la valoarea justa si ulterior evaluate 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 financiare semnificative ale debitorului, probabilitatea ca acesta sa intre in faliment 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 sa contabila si valoarea prezenta a fluxurilor de trezorerie viitoare preconizate actualizate utilizand rata de dobanda efectiva initiala a activului. Valoarea contabila este redusa prin folosirea unui cont de pierdere de valoare, iar pierderea este inregistrata in contul de profit si pierdere in cadrul 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 interventie destinate remedierii rapide a defectiunilor aparute la instalatiile RET in scopul 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 valoare dintre cost si valoarea realizabila neta. Costul stocurilor consumate este determinat pe baza metodei FIFO si include cheltuielile cu achizitia. Valoarea realizabila neta este pretul de vanzare estimat in 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 valoare de 100% pentru stocurile curente mai vechi de 365 de 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 reevaluata, aceasta fiind valoarea sa justa la data reevaluarii mai putin orice amortizare acumulata ulterior si orice pierderi acumulate din depreciere. Reevaluarile 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 urmare a unei reevaluari, aceasta majorare este inregistrata direct in capitalurile proprii in rezervele din reevaluare. Cu toate acestea, majorarea este recunoscuta in contul de profit sau pierdere in masura in care aceasta compenseaza o descrestere din reevaluarea aceluiasi activ 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 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 aferenta unui element de imobilizari corporale este transferata direct in rezultatul reportat pe masura amortizarii imobilizarii corporale reevaluate si atunci cand activul 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 deduse la calculul profitului impozabil prin intermediul amortizarii fiscale sau al cheltuielilor privind activele cedate si/sau casate, se impoziteaza concomitent cu deducerea amortizarii 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 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.

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 imobilizarilor corporale sunt impozabile in viitor, 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 evaluarilor efectuate dupa 1 ianuarie 2004 in 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 impozitul amanat, sunt revizuite la fiecare data de raportare pentru a determina daca exista dovezi cu privire la existenta unei deprecieri. O pierdere din depreciere este recunoscuta daca valoarea contabila a unui activ sau 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 actualizare inainte 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 la nivelul celui mai mic grup de active care genereaza intrari de numerar din utilizarea continua si care sunt in mare masura independente de intrarile 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 recunoscute in legatura cu unitatile generatoare 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 pentru reducerea valorii contabile a celorlalte 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 pierderea din depreciere 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 emisiunii actiunilor ordinare si optiunilor pe actiuni sunt recunoscute ca o reducere a capitalurilor proprii la valoarea neta de efectele fiscale.

(k) Dividende

Dividendele sunt recunoscute ca datorie atunci cand este stabilit dreptul actionarului de a primi plata.

(l) Datorii comerciale si alte datorii

Datoriile catre furnizori si alte datorii, sunt inregistrate la costul amortizat 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 amortizat, 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 data 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 cand expira drepturile contractuale asupra fluxurilor de numerar generate de activ sau cand sunt transferate drepturile de a incasa fluxurile de numerar contractuale ale activului financiar printr-o tranzactie prin care riscurile si beneficiile 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 iar 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 comerciale si alte creante si numerar si echivalente de numerar.

Datorii financiare nederivate

Compania recunoaste initial instrumentele de datorie emise si datoriile 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 anulate sau expira.

Compania clasifica datoriile financiare nederivate in categoria altor datorii financiare. Aceste datorii financiare sunt recunoscute initial la valoarea justa minus orice costuri de tranzactionare 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.

(o) Impozitul pe profit

Cheltuiala cu impozitul pe profit cuprinde impozitul 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

Impozitul curent reprezinta impozitul care se asteapta sa fie platit sau primit pentru profitul sau pierderea fiscala realizata in anul curent, utilizand cote de impozitare adoptate 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 intre valoarea contabila a activelor si datoriilor 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 si datoriilor 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 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 dreptul legal de a compensa datoriile si creantele cu impozitul curent si daca acestea sunt aferente impozitelor percepute de aceeasi autoritate fiscala pentru aceeasi entitate 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 neutilizate, credite 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 amanat 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 daca taxe 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 ceea 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 perioada in care o astfel 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 acestuia, iar valoarea justa a oricarui activ aferent este dedusa. Aceste beneficii sunt estimate utilizand metoda factorului de credit proiectat. Orice castiguri sau pierderi actuariale sunt recunoscute in alte elemente ale rezultatului global in perioada 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 in ceea 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 decontarii datoriei, Compania trebuie sa reevalueze valoarea justa a datoriei la fiecare data de raportare si la data decontarii, orice modificari ale valorii juste fiind recunoscute in 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 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 termen scurt evaluate pe o baza neactualizata si sunt recunoscute ca si cheltuieli pe masura ce serviciile sunt prestate. Un provizion este recunoscut la valoarea estimata a fi platita pentru beneficiile pe termen scurt sub forma de prime sau participarea 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, Compania face plati in numele angajatilor sai catre fondul de pensii. Toti angajatii Companiei sunt membri ai planului de pensii al Statului Roman. Aceste plati sunt trecute pe cheltuiala pe masura prestarii serviciilor de catre angajati.

(q) Venituri

Venitul este recunoscut atunci cand riscurile si 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 servicii 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 Companie pentru serviciul de transport al energiei electrice si pentru serviciul de operator de sistem. Statul roman indeplineste mai multe roluri in afara de cel de actionar majoritar si, ca urmare ar putea 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 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 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.

Tarifele de racordare

IFRIC 18 "Transferuri de active de la clienti" se aplica contractelor cu clientii in care Compania 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 utilizeze apoi aceasta imobilizare corporala pentru conectarea clientilor la retea.

Legea energiei electrice si a gazelor naturale nr.123/2012, cu modificarile si completarile ulterioare, prevede la art.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 care reprezinta cheltuiala efectuata de un operator de retea pentru realizarea lucrarilor de racordare a unui loc de consum si/sau 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 sunt recunoscute in contul de profit sau pierdere in mod sistematic pe durata de viata utila a activului.

Compania recunoaste disponibilitatile banesti incasate din tariful de racordare in creditul contului "Venituri in avans" in cadrul situatiei pozitiei financiare si ulterior recunoaste venitul in categoria "Alte 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 imprumuturilor calculate folosind 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 si nefavorabile, onorariile 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 oara a IFRS", Compania 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.

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 initial ca "venituri in avans" la valoarea justa atunci cand exista o asigurare rezonabila ca vor fi primite, iar Compania va respecta conditiile asociate subventiilor, iar apoi subventiile sunt recunoscute 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.

(t) Provizioane

Un provizion este recunoscut atunci, si numai atunci cand sunt indeplinite urmatoarele conditii: Compania are o obligatie curenta (legala sau implicita) ca urmare a unui eveniment trecut; 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 suma obligatiei. Acolo unde efectul valorii 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", 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 circulatie in timpul exercitiului reprezinta numarul de actiuni de la inceputul perioadei, ajustat cu numarul actiunilor emise, inmultit cu numarul de luni in care actiunile s-au aflat in circulatie in timpul exercitiului.

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 dupa indeplinirea anumitor conditii specificate. Obiectul rezultatului pe actiune diluat este similar cu acela al rezultatului pe actiune de baza si anume, de a evalua interesul fiecarei actiuni ordinare in cadrul performantei unei entitati.

(u) 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.

(w) Segmente operationale

Un segment operațional este o componentă a unei entități:

• care se angajează în activități din care poate obtine 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 distincte.

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 in manieră consecventă cu raportarea internă furnizată de catre principalul factor decizional operational al entitătii in vederea luării de decizii cu privire la alocarea resurselor pe segmente si a evaluării performantei acestuia.

3. POLITICI CONTABILE (continuare)

(x) Implicatiile noilor Standarde Internationale de Raportare Financiara (IFRS UE)

Următoarele standarde noi și amendamente ale standardelor existente emise de Comitetul pentru Standarde Internaționale de Contabilitate (IASB) și adoptate de Uniunea Europeană (UE) nu au intrat încă în vigoare pentru perioada de raportare financiară anuală încheiată la 31 decembrie 2018 și nu au fost aplicate la întocmirea acestor situații financiare:

Normă/Interpretare	Natura modificării iminente a politicii contabile	Impactul posibil asupra situațiilor financiare
Amendamente la IFRS 16 "Contracte de leasing" (în vigoare pentru perioade anuale începând cu sau după data de 1 ianuarie 2019)	Amendamentele la IFRS 16 vizează îmbunătățirea raportării financiare cu privire la contractele de leasing.	Impactul aplicării pentru prima dată a acestor standarde este în curs de evaluare.
Amendamente la IFRS 9 "Instrumente financiare" (în vigoare pentru perioade anuale începând cu sau după data de 1 ianuarie 2019)	Modificările sunt menite să clarifice clasificarea anumitor active financiare cu plata în avans atunci când se aplică IFRS 9.	Impactul aplicării pentru prima dată a acestor standarde este în curs de evaluare.
IFRIC 23 "Incertitudine legată de tratamentele fiscale" (în vigoare pentru perioade anuale începând cu sau după data de 1 ianuarie 2019)	IFRIC 23 precizează modul în care trebuie să se reflecte incertitudinea în contabilitatea aferentă impozitului pe profit.	Impactul aplicării pentru prima dată a IFRIC 23 este în curs de evaluare.
Amendamente la IAS 28 "Investiții în entități asociate și asocieri în participație" (în vigoare pentru perioade anuale începând cu sau după data de 1 ianuarie 2019)	Obiectivul amendamentelor la IAS 28 este de a clarifica faptul că cerințele privind deprecierea din Standardul Internațional de Raportare Financiară (IFRS) 9 Instrumente financiare se aplică investițiilor pe termen lung în entitățile asociate și în asocierile în participație.	Se estimează că adoptarea acestor amendamente nu va avea impact asupra situațiilor financiare. Standardul IAS 28 nu este aplicabil la data întocmirii acestor situații financiare.

Următoarele standarde și amendamente ale standardelor existente, emise de Comitetul pentru Standarde Internaționale de Contabilitate (IASB) și adoptate de Uniunea Europeană (UE) au intrat în vigoare în perioada curentă:

Normă/Interpretare	Natura modificării iminente a politicii contabile	Impactul asupra situațiilor financiare
IFRS 15 Venituri din contractele cu clienții (în vigoare pentru perioade anuale începând cu sau după data de 1 ianuarie 2018)	IFRS 15 stabilește un cadru general care se va aplica pentru recunoașterea veniturilor provenind dintr-un contract încheiat cu un client (cu excepții limitate), indiferent de tipul tranzacției sau de industrie; Standardul stabilește cinci pași de urmat pentru recunoașterea veniturilor: identificarea contractului (contractelor) cu un client, identificarea contractelor de executare dintr-un contract, determinarea prețului tranzacției, alocarea prețului tranzacției pentru obligațiile de executare și recunoașterea veniturilor atunci când (sau pe măsură ce) entitatea îndeplinește o obligație de executare; De asemenea, cerințele standardului se aplică pentru recunoașterea și evaluarea câștigurilor și pierderilor din vânzarea anumitor active nemonetare care nu sunt rezultatul activității obișnuite a entității (de ex. vânzare de imobilizări corporale și necorporale); Este prevăzută prezentarea extinsă de informații, inclusiv dezagregarea venitului total, informații despre obligațiile de execuție, modificări ale soldurilor contractuale ale unor conturi de	Adoptarea IFRS 15 nu a avut impact asupra situațiilor financiare individuale ale anului 2018.
	active și datorii între perioade, raționamente și estimări-cheie;

CNTEE Transelectrica SA

Note explicative la situatiile financiare pentru exercitiul financiar incheiat la 31 decembrie 2018 (Toate sumele sunt exprimate in LEI, daca nu este indicat altfel)

Amendamente la IFRS 15 Venituri din contractele cu clienții – Clarificări la IFRS 15 Venituri din contractele cu clienții (în vigoare pentru perioade anuale începând cu sau după data de 1 ianuarie 2018)	Amendamentele la IFRS 15 au ca obiectiv clarificarea cerințelor standardului IFRS 15 Venituri din contractele cu clienții, în special contabilitatea identificării obligațiilor de executare, modificând formularea principiului activelor "identificabile în mod distinct", a considerațiilor privind mandatarul și mandantul, inclusiv evaluarea faptului că o entitate acționează în calitate de mandant, precum și aplicarea principiului de control și de licențiere, furnizând îndrumări suplimentare cu privire la contabilizarea proprietății intelectuale și a redevențelor. De asemenea, clarificările prevăd soluții practice suplimentare disponibile entităților care fie aplică IFRS 15 complet retrospectiv, fie aleg să aplice abordarea retrospectivă modificată;	Adoptarea amendamentelor la IFRS 15 nu a avut impact asupra situațiilor financiare individuale ale anului 2018.
IFRS 9 Instrumente financiare – clasificare și evaluare (în vigoare pentru perioade anuale începând cu sau după data de 1 ianuarie 2018)	IFRS 9 este standardul care înlocuiește IAS 39 Instrumente financiare: Recunoaștere și evaluare; Standardul introduce cerințe noi privind clasificarea, evaluarea, deprecierea și contabilitatea de acoperire împotriva riscurilor;	Adoptarea IFRS 9 nu a avut impact asupra situațiilor financiare.
Amendamente la IFRS 4 "Contracte de Asigurare" – Aplicarea IFRS 9 Instrumente Financiare cu IFRS 4 Contracte de Asigurare (în vigoare pentru perioade anuale începând cu sau după data de 1 ianuarie 2018)	Amendamentele la IFRS 4 oferă entităților care desfășoară în principal activități de asigurare posibilitatea de a amâna până la 1 ianuarie 2021 data de intrare în vigoare a IFRS 9. De asemenea, amendamentele la IFRS 4 permit entităților care emit contracte de asigurare să elimine din profit sau pierdere o parte din neconcordanțele contabile suplimentare și din volatilitatea temporară care ar putea apărea atunci când IFRS 9 se aplică înaintea IFRS 17 (noul standard pentru contracte de asigurare care înlocuiește IFRS 4)	Adoptarea acestor amendamente la IFRS 4 nu a avut impact asupra situațiilor financiare, întrucât acest standard nu este aplicabil la data întocmirii acestor situații financiare.
Amendamente la IFRS 2 "Plata pe bază de acțiuni" (în vigoare pentru perioade anuale începând cu sau după data de 1 ianuarie 2018)	Amendamentele la IFRS 2 au scopul de a clarifica modul în care societățile ar trebui să aplice standardul în anumite cazuri specifice.	Adoptarea acestor amendamente la IFRS 2 nu a avut impact asupra situațiilor financiare.
Amendamente la diverse standarde "Îmbunătățiri ale IFRS (ciclul 2014-2016" care rezultă din proiectul anual de Îmbunătățire a IFRS (IFRS 1 "Adoptarea pentru prima dată a Standardelor Internaționale de raportare financiară" și IAS 28 "Investiții în entități asociate și asocieri în participație"- în vigoare pentru perioade anuale începând cu sau după data de 1 ianuarie 2018)	Obiectivul acestor modificări este de a elimina inconsecvențele și de a clarifica anumite formulări.	Adoptarea acestor amendamente nu a avut impact asupra situațiilor financiare.
Amendamente la IAS 40 "Investiții imobiliare" "- în vigoare pentru perioade anuale începând cu sau după data de 1 ianuarie 2018)	Obiectivul acestor amendamente este de a a duce clarificări în cazul reclasificării unei proprietăți imobiliare la modificarea utilizării.	Adoptarea acestor amendamente la IAS 40 nu a avut impact asupra situațiilor financiare.
IFRIC 22 "Tranzacții în valută și contraprestații în avans"- în vigoare pentru perioade anuale începând cu sau după data de 1 ianuarie 2018)	Interpretarea oferă clarificări privind contabilitatea tranzacțiilor care includ primirea sau plata unei contraprestații în avans în valută.	Adoptarea IFRIC 22 nu a avut impact asupra situațiilor financiare

Societatea anticipează că adoptarea acestor standarde și amendamente la standardele existente nu va avea un impact semnificativ asupra situațiilor financiare ale Societatii în perioada de aplicare inițială.

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 1: 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 scopul evaluarii 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 imobilizarilor corporale detinute de catre Companie, cu exceptia activelor in curs de executie, care sunt contabilizate in conformitate cu modelul bazat pe cost.

5. IMOBILIZARI CORPORALE

Intre 1 ianuarie 2018 si 31 decembrie 2018, imobilizarile corporale au evoluat astfel:

	Terenuri si amenajari de terenuri	Cladiri si instalatii speciale	Utilaje si echipamente	Aparate de masura si control	Vehicule	Alte imobilizari corporale	Imobilizari corporale in curs	Total
COST Sold la 1 ianuarie 2017	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
Intrari Transferuri din imob corporale in curs	- -	37.382.966	3.370 107.303.350	- 36.176.207	- 2.684.594	16.502 16.838.579	170.777.341 (200.385.696)	170.797.213 -
Reclasificari intre conturile de imobilizari Iesiri	- (59.067)	- (275.420)	- (14.556.831)	- (627.352)	- (441.285)	- (2.231.810)	(2.181.516) (1.221.017)	(2.181.516) (19.412.783)
Sold la 31 decembrie 2017	52.751.991	1.348.530.644	3.117.200.809	456.769.615	21.516.094	281.767.718	457.999.550	5.736.536.421
Sold la 1 ianuarie 2018	52.751.991	1.348.530.644	3.117.200.809	456.769.615	21.516.094	281.767.718	457.999.550	5.736.536.421
Intrari Cresterea/diminuarea rezervei din reevaluare	-	(1.140.151) 99.431.462	1.154.694				144.183.214	144.197.758 99.431.462
Transferuri din imob corporale in curs Reclasificari intre conturile de imobilizari	54.070 -	126.364.223 -	89.092.372 -	20.916.727 -	2.751.975 -	4.398.132 -	(243.577.499) (711.921)	- (711.921)
Iesiri Impact din reevaluare	-	(395.920) (263.274.076)	(5.607.974) -	(109.574) -	(1.084.367) -	(1.248.854) -	(1.225.302) -	(9.671.991) (263.274.076)
Sold la 31 decembrie 2018	52.806.061	1.309.516.182	3.201.839.901	477.576.768	23.183.702	284.916.996	356.668.043	5.706.507.653
Amortizare cumulata
Sold la 1 ianuarie 2017	138.179	90.066.512	1.788.829.779	320.614.798	8.613.122	171.688.541	-	2.379.950.931
Cheltuiala cu amortizarea Amortizarea cumulata a iesirilor	- -	87.027.784 (16.098)	152.253.417 (14.062.361)	38.896.676 (608.539)	1.988.587 (441.285)	29.848.167 (2.140.352)	- -	310.014.630 (17.268.635)
Sold la 31 decembrie 2017	138.179	177.078.198	1.927.020.836	358.902.935	10.160.423	199.396.355	-	2.672.696.925
Sold la 1 ianuarie 2018	138.179	177.078.198	1.927.020.836	358.902.935	10.160.423	199.396.355	-	2.672.696.925
Cheltuiala cu amortizarea Amortizarea cumulata a iesirilor Impact din reevaluare	- - -	86.257.317 (61.439) (263.274.076)	157.157.224 (5.371.427) -	23.119.152 (109.574) -	2.433.129 (1.084.367) -	27.576.422 (1.248.854) -	- - -	296.543.244 (7.875.661) (263.274.076)
Sold la 31 decembrie 2018	138.179	-	2.078.806.633	381.912.513	11.509.185	225.723.923	-	2.698.090.433

5. IMOBILIZARI CORPORALE (continuare)

	Terenuri si amenajari de terenuri	Cladiri si instalatii speciale	Utilaje si echipamente	Aparate de masura si control	Vehicule	Alte imobilizari corporale	Imobilizari corporale in curs	Total
AJUSTARI PENTRU DEPRECIERE
Sold la 1 ianuarie 2017	-	-	-	-	113.408	-	17.677.624	17.791.032
Cheltuiala cu ajustarile de depreciere	-	367.593	-	-	(113.408)	-	1.428.963	1.683.148
Sold la 31 decembrie 2017	-	367.593	-	-	-	-	19.106.587	19.474.180
Cheltuiala cu ajustarile de depreciere	-	(367.593)	-	-	114.949	-	892.583	639.939
Sold la 31 decembrie 2018	-	-	-	-	114.949	-	19.999.170	20.114.119
VALOARE CONTABILA
Sold la 1 ianuarie 2017	52.672.879	1.221.356.586	1.235.621.141	100.605.962	10.546.256	95.455.906	473.332.815	3.189.591.544
Sold la 31 decembrie 2017	52.613.812	1.171.084.853	1.190.179.973	97.866.680	11.355.671	82.371.363	438.892.963	3.044.365.315
Sold la 31 decembrie 2018	52.667.882	1.309.516.182	1.123.033.268	95.664.256	11.559.567	59.193.073	336.668.873	2.988.303.101

5. IMOBILIZARI CORPORALE (continuare)

Valoarea totala neta a imobilizarilor corporale a scazut la 31 decembrie 2018 fata de 31 decembrie 2017 in urma inregistrarii amortizarii corespunzatoare anului 2018, pe fondul unei cresteri a sumelor imobilizarilor corporale in curs.

In anul 2018 imobilizarile corporale in curs sunt reprezentate in principal de realizarea lucrarilor de investitii in statiile si liniile electrice de inalta tensiune, astfel:

• Retehnologizarea Statiei 400 kV Isaccea Etapa I Inlocuire bobine compensare, celule aferente si celula 400 kV Stupina – 22.221.050;
• Retehnologizare Staţia 220/110 kV Turnu Severin Est 20.096.234;
• Inlocuire componente sistem EMS SCADA AREVA componenta software, componenta hardware 11.444.853;
• Retehnologizarea Statiei 400/110/20 kV Domnesti (H.CA nr. 5 / 19.05.2010) 8.461.629;
• 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 – 7.523.467;
• Modernizare Staţia 110 kV şi 20 kV Suceava 7.521.124;
• Retehnologizarea Staţiei 400/220/110/20 kV Bradu 6.853.528;
• Modernizare sistem de comanda-control-protectie al Statiei de 220/110/20 kV Sardanesti 5.575.987;
• LEA 400 kV de interconexiune Reşiţa (România) Pancevo (Serbia) 5.333.480;
• Retehnologizare Staţia 220 kV Oţelărie Hunedoara 5.078.172;
• Inlocuire AT 2 200 MVA, 231/121/10.5, din Statia 220/110 kV Resita 4.565.860;
• Conectarea statiilor Turnu Magurele, Mostistea, Stalpu, Teleajen la reteaua de fibra optica a CNTEE Transelectrica SA - lotul 2 - 4.274.429;
• Inlocuire intreruptoare din statii electrice 4.054.953;
• Echipamente pentru afisare tip videowall destinate camerelor de comanda aferente centrelor de dispecer DEN/DET 3.621.369;
• Modernizare Statia 220/110 kV Dumbrava 3.249.790;
• Autovehicule 2018 2.744.175;
• Retehnologizarea Statiei 220/110 kV Hasdat 2.705.124;
• Reglementare coexistenta LEA 400 kV Mintia Arad, in tronsonul 15-20, cu autostrada Lugoj Deva, lot 4 2.699.235;
• Modernizarea statiilor 110 kV Bacau Sud si Roman Nord aferente axului 400kV Moldova 2.620.579;
• LEA 400 kV d.c. Cernavodă-Stâlpu şi racord în Gura Ialomiţei 2.489.984;
• Echipare celula 110 kV Nord si schimbare elemente in celula 110 kV Obor 2 din Statia 220/110/10 kV Fundeni 2.482.875;
• Racordare loc de consum Fabrica MDF, amplasat in Arges, comuna Oarja, sat Ceausesti, punctul Armata, tarla 5 și 46, racordare la bara de 110 kV a Stației 220/110/20 kV Pitesti Sud printr-o LES 110 kV în lungime de cca 450 m – 1.833.141;
• Modernizare sistem teleprotectii, telecomunicatii in statia Cernavoda 1.605.942;
• Reglementare apropiere LEA 400 kV Mintia Arad, in tronsonul 35-37, cu autostrada Lugoj Deva, lot 4 1.503.818;
• Sistem integrat de securitate la statii electrice, etapa IV 1.349.341;
• Retehnologizarea Statiei 400/110/20 kV Smardan 1.010.448;
• Retehnologizarea Statiei 220/110/20 kV Ungheni 909.326;
• Upgradarea platformelor hardware si software ale sistemului SCADA din Statia Slatina 782.672;
• Relocarea reţelelor de înaltă tensiune 220 kV autostrada Sebeş Turda, Lot 1, km 0+000 km 17+000, secţiunea A – LEA 220kV d.c. Alba Iulia – Şugag, Gâlceag, km 7+800, în deschiderea 25 – 26 şi km 11+080 – borna 15 – 737.968;
• Relocarea reţelelor de înaltă tensiune 220 kV autostrada Sebeş Turda, Lot 1, km 0+000 km 17+000, secţiunea A km 0+000 – 14+000: – LEA 220kV s.c. Cluj Floresti-Alba Iulia, km 13+185, în deschiderea 300 – 301 – 424.235.
• Centru de cercetare si dezvoltare a tehnologiilor LST si interventie rapida in SEN Clădire centru 1.560.892;
• Relocarea retelelor de inalta tensiune Autostrada Brasov Targu Mures Cluj Oradea, sectiunea 2A Ogra- Campia Turzii, lot 2 Iernut - Chetani, km 3 + 600 km 21 + 500 - LEA 400 kV Iernut - Sibiu Sud – 996.160;
• Retehnologizarea Stației 220/110 kV Craiova Nord 854.060;
• Relocarea reţelelor de înaltă tensiune Autostrada Braşov Târgu Mureş -Cluj Oradea, secţiunea 2A Ogra Câmpia Turzii, lot 2 Iernut – Cheţani, km 3+600 – km 21+500 – LEA 220 kV Iernut – Ungheni circuitul 2 – 693.134;
• Mobilier specific pentru dispeceri pentru DET Bacau, DET Cluj, DET Craiova si DET Timisoara 617.858;
• Modernizarea instalatiilor de 110kV si 400(220 kV) din Statia Focsani Vest 567.052;
• Modernizare Statia electrica 220/110/20 kV Raureni 534.816.

In anul 2018, cele mai mari transferuri din imobilizari corporale in curs la imobilizari corporale sunt reprezentate in principal de punerea in functiune a obiectivelor de investitii, astfel:

• LEA 400 kV de interconexiune Reşiţa (România) Pancevo (Serbia) 98.590.976;
• Retehnologizarea Staţiei 400/220/110/20 kV Bradu 31.418.231;
• Modernizare Staţia electrică 110 kV şi 20 kV Suceava 16.650.633;
• Modernizare Statia electrica 400/110/10 kV Cluj Est 13.397.886;
• Inlocuire AT si Trafo in statii electrice etapa 2 11.589.719;
• Modernizare sistem de comanda-control-protectie al Statiei de 220/110/20 kV Sardanesti 11.044.995;
• Conectarea statiilor Turnu Magurele, Mostistea, Stalpu, Teleajen la reteaua de fibra optica a CNTEE Transelectrica SA - lotul 2 – 4.512.429;
• Remediere avarie bornele 110-120 din LEA 220 kV Bucuresti Sud Ghizdaru 4.274.773;
• Inlocuire AT 2 200 MVA, 231/121/10.5 din Statia 220/110 kV Resita 4.254.252;
• Inlocuire intreruptoare din statii electrice 4.235.487;
• Echipamente pentru afisare tip videowall destinate camerelor de comanda aferente centrelor de dispecer DEN/DET 3.692.883;
• Sistem integrat de securitate la statii electrice, etapa IV 3.637.057;
• Retehnologizare Staţia 400/110/20 kV Tulcea Vest partea de construcții 2.861.232;
• Montare fibra optica si modernizarea sistemului de teleprotectii pe LEA 400 kV d.c. Tantareni-Turceni si LEA 400 kV s.c. Urechesti-Rovinari – 2.849.279;
• Achizitie autovehicule 2018 2.744.175;
• Reglementare coexistenta LEA 400 kV Mintia Arad, in tronsonul 15-20, cu Autostrada Lugoj Deva, lot 4 2.699.235;
• Echipare celula 110 kV Nord si schimbare elemente in celula 110 kV Obor 2 din Statia 220/110/10 kV Fundeni 2.482.875;
• Montare fibra optica pe LEA 220 kV Fundeni-Brazi Vest lotul 1 2.396.915;
• Modernizare Statia 220/110 kV Dumbrava 2.152.158;
• Modernizare statie 110/6 kV din Statia 220/110/6 kV Pestis 1.835.204;
• Racordare loc de consum Fabrica MDF, amplasat in Arges, comuna Oarja, sat Ceausesti, punctul Armata, tarla 5 și 46, racordare la bara de 110 kV a Stației 220/110/20 kV Pitesti Sud printr-o LES 110 kV în lungime de cca 450 m – 1.834.274;
• Upgradarea platformelor hardware ale sistemului SCADA din Statia Slatina 1.796.946;
• Reglementare apropiere LEA 400 kV Mintia Arad, in tronsonul 35-37, cu Autostrada Lugoj Deva, lot 4 1.503.818;
• Tehnica de calcul Hardware si Software Laptop-uri 1.388.018;
• Relocarea reţelelor de înaltă tensiune 220kV Autostrada Sebeş Turda, Lot 1, km 0+000 km 17+000, Secţiunea A – LEA 220 kV d.c. Alba Iulia – Şugag, Gâlceag, km 7+800, în deschiderea 25 – 26 şi km 11+080 – borna 15 – 737.968;
• Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Portile de Fier Resita Timisoara Sacalaz Arad Etapa I LEA 400kV s.c. Portile de Fier - (Anina) – Resita – 701.108;
• Relocarea reţelelor de înaltă tensiune Autostrada Braşov Târgu Mureş -Cluj Oradea, secţiunea 2A Ogra Câmpia Turzii, lot 2 Iernut – Cheţani, km 3+600 – km 21+500 – LEA 220 kV Iernut – Ungheni circuitul 2 – 693.134;
• Reglementare coexistenta intre LEA 400 kV Mintia Sibiu, in deschiderea 6-8, si autostrada Lugoj Deva, Lot 4, sector Ilia - Deva km 77+361 - km 99+500 – 643.849;
• Inlocuire baterii de acumulatoare nr. 1, 2, 3 si 4 din statia Portile de Fier 633.007;
• Mobilier specific pentru dispeceri pentru DET Bacau, DET Cluj, DET Craiova si DET Timisoara 617.858;
• Modernizare cladire personal Iaz 478.202;
• Inlocuire baterii de acumulatoare nr. 1, 2, 3 si 4 din Statia Portile de Fier 424.235.

Soldul imobilizarilor corporale in curs de executie la 31 decembrie 2018 este reprezentat de proiectele in derulare, cele mai semnificative fiind enumerate mai jos:

• Racordare la RET a CEE 300 MW Iveşti, CEE 88 MW Fălciu 1 şi CEE 18 MW Fălciu 2 prin noua Staţie (400)/220/110 kV Banca – 46.884.983;
• Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Portile de Fier Resita Timisoara Sacalaz Arad Etapa I Statia 400/220/110 kV Resita – 27.469.452;
• Retehnologizarea Statiei 400 kV Isaccea Etapa I Inlocuire bobine compensare, celule aferente si celula 400 kV Stupina – 23.464.165;
• Retehnologizare Staţia 220/110 kV Turnu Severin Est 20.794.689;
• Extindere servicii de asigurare a continuităţii afacerii şi recuperare în urma dezastrelor 14.413.918;
• Retehnologizarea Staţiei 400/220/110/20 kV Bradu 12.229.155;

• Inlocuire componente sistem EMS SCADA AREVA componenta software, componenta hardware 11.444.853;

• LEA 400 kV d.c. Cernavodă-Stâlpu şi racord în Gura Ialomiţei 10.852.986;

• Racordarea LEA 400 kV Isaccea-Varna şi a LEA Isaccea-Dobrudja în Staţia 400 kV Medgidia Sud 10.752.585;
• Retehnologizarea Statiei 400/110/20 kV Domnesti 8.811.382;
• Sistem integrat de securitate la statii electrice, etapa IV 8.020.407;
• Retehnologizarea Statiei 220/110 kV Hasdat– 7.102.316;
• Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Portile de Fier Resita Timisoara Sacalaz Arad Etapa I Statia 400/220/110 kV Resita – 6.627.560
• LEA 400 kV Gadalin Suceava, inclusiv interconectarea la SEN 5.969.690;
• HVDC Link 400 kV (Cablu submarin Romania Turcia) 5.853.759;
• Retehnologizare Staţia 220 kV Oţelărie Hunedoara 5.133.513;
• LEA 400 kV Suceava Balti, pentru porţiunea de proiect de pe teritoriul României 4.400.349;
• LEA 400 kV d.c. Gutinas Smardan 3.743.106;
• Modernizare Statia 220/110/20 kV Raureni 3.288.430;
• Extindere cu noi functionalitati a sistemului de control si evidenta informatizata a accesului in obiectivele CNTEE Transelectrica SA – 3.200.918;
• Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porţile de Fier Reşiţa Timişoara Săcălaz Arad, etapa II, LEA 400 kV d.c. Resita - Timisoara – Sacalaz (Statia 220/110 kV Timisoara) - 3.224.141;
• Modernizare Statia 220/110/20 kV Arefu 2.965.644;
• Racordare la RET a CEE 136 MW Platonesti, jud. Ialomita, prin realizarea unei celule de 110 kV in Statia 400/110 kV Gura Ialomitei – 2.889.337;
• Sistem integrat de securitate la statii electrice, etapa III 2.781.635;
• Modernizarea statiilor 110kV Bacau Sud si Roman Nord aferente axului 400 kV Moldova 2.616.383;
• Racordarea la RET a CEE Dumesti 99 MW si CEE Romanesti 30 MW, judetul Iasi, prin realizarea unei celule de linie 110 kV in Statia 220/110 kV FAI – 2.545.853;
• Centru de cercetare si dezvoltare a tehnologiilor LST si interventie rapida in SEN Clădire centru 2.210.673;
• Solutie de securitate pentru implementarea masurilor de securitate a informatiilor clasificate 2.024.289;
• Executiv DCBPA/CPA: Consolidare, modernizare şi extindere sediu CNTEE "Transelectrica" 1.627.393;
• Modernizare sistem teleprotectii,telecomunicatii in Statia Cernavoda 1.383.331
• Sistem integrat de securitate la noua Statie de (400) 220/110 kV Banca 1.133.202;
• Realizare comunicatie fibra optica intre 110 kV Statia Pitesti Sud si centru de telecomanda si supraveghere instalatii al ST Pitesti – 1.110.032;
• Modernizare Statia 220/110 kV Dumbrava 1.037.693;
• Retehnologizare statia 400/110/20 kV Smardan 1.010.448;
• Relocarea retelelor de inalta tensiune Autostrada Brasov Targu Mures Cluj Oradea, sectiunea 2A Ogra- Campia Turzii, lot 2 Iernut - Chetani, km 3 + 600 km 21 + 500 - LEA 400 kV Iernut - Sibiu Sud – 996.160;
• Retehnologizarea Statiei 220/110/20 kV Ungheni 909.326;
• Racordarea la RET a Staţiei 400 kV Stupina şi racord LEA 400 kV Isaccea-Varna 874.015;
• Retehnologizare Stație 220/110 kV Craiova Nord 854.060;
• LEA 220 kV dublu circuit Ostrovu Mare RET 789.734;
• LEA 400 kV Oradea Beckescsaba 788.626;
• Modernizarea instalatiilor de 110 kV si 400(220 kV) din Statia Focsani Vest -766.273;
• Statia 400 kV Stalpu 756.389;
• LEA 400 kV d.c. (1 c.e.) Constanta Nord-Medgidia Sud-718.432;
• Trecerea la 400 kV a LEA 220 kV Brazi Vest Teleajen Stalpu, inclusiv achizitie AT 400MVA 400/220/20 kV, lucrari de extindere statiile 400 kV si 220kV aferente, in Statia 400/220/110kV Brazi Vest - 683.000;
• Racordarea la RET a CEE 33 MW Sarichioi, jud. Tulcea, in celula LEA 110 kV Zebil din Statia 400/110 kV Tulcea Vest – 632.769.

In conformitate cu prevederile art. 46 din Ordinul ANRE nr. 59/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind racordare utilizatorilor la reţelele electrice de interes public, receptia instalatiilor rezultate în urma lucrărilor pentru realizarea instalatiilor de racordare si punerea lor in functiune se realizează în conformitate cu prevederile legale în vigoare.

Pentru urmatoarele 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 Bogdăneşti, CEE 112,5 MW Deleni, CEE 20,8 MW Viişoara Nord 1, CEE 52,8 MW Viişoara Nord 1, CEE 47,5 MW Viişoara Sud, din zona unor localităţi din judeţul Vaslui, prin noua Staţie 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 31.12.2022; valoare totala investitie in curs – 48.018.186;
• Notele atasate fac parte integranta din aceste situatii financiare separate Racordare la RET a CEE 99 MW Dumeşti si CEE 30 MW Romanesti, din zona localităţilor Dumeşti si Romanesti, judeţul Iaşi, prin realizarea unei celule de linie de 110 kV în Staţia 220/110 kV FAI, judeţul Iaşi, in valoare de 2.545.853

lei, investitia are proces verbal la terminarea lucrarilor nr. 14584/29.04.2014 si contractul este in vigoare pana la 31.12.2018;

Activele corporale, exceptand cele din grupa "Cladiri si instalatii speciale", nu au fost reevaluate in anul 2018. Managementul a concluzionat ca:

• Preturile pe piata nu au suferit modificari semnificative comparativ cu anul 2012, cand Compania a efectuat ultima reevaluare, si
• Nu exista indicii de depreciere de valoare a activelor corporale pe care Compania 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, clasa Alte imobilizari corporale a fost reevaluata la 31 decembrie 2011.

Instalatiile speciale, utilajele si echipamentele, aparatele de masura si control si vehiculele au fost reevaluate la 31 decembrie 2012 de catre SC JPA Audit & Consultanta SRL, evaluator independent autorizat de catre Uniunea Nationala a Evaluatorilor Autorizati din Romania ("ANEVAR"). Aceste imobilizari au fost reevaluate in principal utilizand metoda bazata pe costuri. In cadrul metodei bazate pe costuri, costul brut de inlocuire a fost stabilit utilizand metoda indirecta. Metoda baza pe costuri a fost utilizata din considerente care tin de specializarea activelor pentru care s-a constatat insuficienta informatiilor de piata si/sau inexistenta unei piete active.

Cladirile si instalatiile speciale au fost reevaluate la 31 decembrie 2018 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 utilizarea imobilizarilor corporale in structura existenta. Au fost mentinute la valoare din contabilitate urmatoarele:

• imobilizarile corporale clasificate in Grupa 1 "Constructii" reprezentate de "Constructiile" inregistrate in evidenta contabila a Companiei la data de 31decembrie 2018, 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 2018, integral amortizate, propuse a fi cuprinse in inventarul domeniului public al statului;
• sursele proprii (fonduri structurale si taxa de racordare) utilizate pentru finantarea bunurilor apartinand domeniului public al statului, inregistrate in evidenta contabila a Companiei la data de 31decembrie 2018, propuse a fi cuprinse in inventarul domeniului public si pentru care nu s-a calculat amortizare.

La 31 decembrie 2018, Compania a recunoscut un surplus net din reevaluarea constructiilor si instalatiilor speciale in suma de 99.431.462, din care suma de 100.361.122 a fost recunoscuta in creditul contului de rezerve din reevaluare, iar suma neta negativa (pierdere) de 929.660 a fost recunoscuta in contul de profit si pierdere al anului 2018.

Cladirile si instalatiile speciale sunt prezentate in situatiile financiare la valoarea neta. Compania a schimbat metoda de inregistrare a reevaluarii la 31 decembrie 2015, trecand de la metoda bruta la cea neta pentru a prezenta o imagine mai clara, mai concisa si mai relevanta utilizatorilor situatiilor financiare, fara influenta data de o denaturare artificiala a valorii contabile brute si a amortizarii.

Cladirile si instalatiile speciale constau in principal 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.

In cazul bunurilor apartinand domeniul public al statului reprezentând imobilizări finalizate, efectuate din surse proprii de finanţare, acestea vor fi cuprinse în inventarul bunurilor din domeniul public al statului după recuperarea surselor proprii de finantare, la momentul aprobarii, prin Hotarare de Guvern, a inventarului bunurilor apartinand domeniului public al statului.

La 31 decembrie 2018 si 31 decembrie 2017 Compania nu are active gajate sau ipotecate.

Valoarea justa a imobilizarilor corporale

Imobilizarile corporale ale Companiei, altele decat imobilizarile corporale in curs, sunt prezentate 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 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 platite, cerute sau oferite, cauzate de diferentele intre caracteristicile specifice ale fiecarei proprietati in parte, numite elemente de comparatie.

Valoarea justa a cladirilor, echipamentelor si instrumentelor de masura a fost determinate folosind abordarea prin cost.

Aceasta metoda presupune ca valoarea maxima a unui activ pentru un cumparator informat este suma care este necesara pentru a cumpara ori a construi un activ nou cu utilitate echivalenta. Cand activul nu este nou, din costul curent brut trebuie scazute toate formele de depreciere care i se pot atribui acestuia, pana la data evaluarii.

Informatii referitoare la ierarhia valorii juste la 31 decembrie 2018 si 31 decembrie 2017:

				Valoarea justa la 31 decembrie
	Nivelul 1	Nivelul 2	Nivelul 3	2018
Terenuri si amenajari de terenuri	-	-	52.667.882	52.667.882
Cladiri si instalatii speciale	-	-	1.309.516.182	1.309.516.182
Utilaje si echipamente	-	-	1.123.033.269	1.123.033.269
Aparate de masura si control	-	-	95.664.256	95.664.256
Vehicule	-	-	11.559.568	11.559.568
Alte imobilizari corporale	-	-	59.193.073	59.193.073

	Nivelul 1	Nivelul 2	Nivelul 3	Valoarea justa la 31 decembrie 2017
Terenuri si amenajari de terenuri	-	-	52.613.812	52.613.812
Cladiri si instalatii speciale	-	-	1.171.084.853	1.171.084.853
Utilaje si echipamente	-	-	1.190.179.974	1.190.179.974
Aparate de masura si control	-	-	97.866.680	97.866.680
Vehicule	-	-	11.355.671	11.355.671
Alte imobilizari corporale	-	-	82.371.363	82.371.363

Atat in cursul anului 2018 cat si in cursul anului 2017 nu au existat transferuri intre nivelele aferente valorii juste.

Valoarea la cost a elementelor de imobilizari corporale la 31 decembrie 2018 si 31 decembrie 2017, neta de cheltuiala cu amortizarea si deprecierea cumulata este prezentata mai jos:

	Valoarea la cost 31 decembrie 2018	Valoarea la cost 31 decembrie 2017
Terenuri si amenajari de terenuri	8.843.786	8.843.786
Cladiri si instalatii speciale	720.627.638	783.669.036
Utilaje si echipamente	1.193.842.483	1.184.344.466
Aparate de masura si control	100.113.467	99.619.188
Vehicule	10.493.724	10.486.786
Alte imobilizari corporale	95.455.882	95.455.882
TOTAL	2.129.376.980	2.182.419.144

6. IMOBILIZARI NECORPORALE SI IMOBILIZARI FINANCIARE

i) Imobilizari necorporale

La 31 decembrie 2018 si 31 decembrie 2017 imobilizarile necorporale ale Companiei se prezinta astfel:

	Licente si software	Imobilizari necorporale in curs	Total
COST
Sold la 1 ianuarie 2017	63.172.878	11.729.997	74.902.875
Intrari, din care:	-	1.919.186	1.919.186
Transferuri din imobilizari necorporale in curs	1.761.191	(1.761.191)	-
Transferuri din imobilizari corporale in curs	-	1.087.634	1.087.634
Iesiri	(7.334.214)	(78.552)	(7.412.766)
Sold la 31 decembrie 2017	57.599.855	12.897.075	70.496.930
Sold la 1 ianuarie 2018	57.599.855	12.897.075	70.496.930
Intrari		8.233.016	8.233.016
Transferuri din imobilizari necorporale in curs	3.495.785	(3.495.785)	-
Transferuri din imobilizari corporale in curs	711.921	-	711.921
Iesiri	(205.332)	-	(205.332)
Sold la 31 decembrie 2018	61.602.228	17.634.306	79.236.534
AMORTIZARE CUMULATA
Sold la 1 ianuarie 2017	60.074.553	-	60.074.553
Cheltuiala cu amortizarea	1.842.159	-	1.842.159
Amortizarea cumulata a iesirilor	(7.334.215)	-	(7.334.215)
Sold la 31 decembrie 2017	54.582.497	-	54.582.497
Sold la 1 ianuarie 2018	54.582.497	-	54.582.497
Cheltuiala cu amortizarea	1.754.798	-	1.754.798
Amortizarea cumulata a iesirilor	(205.332)	-	(205.332)
Sold la 31 decembrie 2018	56.131.963	-	56.131.963
AJUSTARI PENTRU DEPRECIERE
Sold la 1 ianuarie 2017	-	371.008	371.008
Cheltuiala cu ajustarile de depreciere	-	(19.800)	(19.800)
Sold la 31 decembrie 2017	-	351.208	351.208
Cheltuiala cu ajustarile de depreciere	439	-	439
Sold la 31 decembrie 2018	439	351.208	351.647
VALOARE CONTABILA
Sold la 1 ianuarie 2017	3.098.325	11.358.989	14.457.314
Sold la 31 decembrie 2017	3.017.358	12.545.867	15.563.225
Sold la 31 decembrie 2018	5.469.827	17.283.098	22.752.925

6. IMOBILIZARI NECORPORALE (continuare)

In anul 2018, cele mai mari transferuri din imobilizari necorporale in curs la imobilizari necorporale sunt reprezentate in principal de punerea in functiune a obiectivelor de investitii, astfel:

• Extensie MIS soluţie raportare avansată şi planificare bugetară 2.913.684;
• Upgradarea platformelor software ale sistemului SCADA din Statia Slatina 401.058;
• Licenţele software aplicabile in Staţia electrică 110 kV şi 20 kV Suceava 236.093;
• Licente metering si licente SCADA in Statia de 220/110/20 kV Sardanesti 149.852;
• Licente Station Control Server in Statia 220/110 kV Dumbrava 139.066;
• Licente software EUROSTAG & SYSCAN 137.863;
• Licenţele software aplicabile in Statia electrica 400/110/10 kV Cluj Est 117.765;
• Upgrade solutie antimalware existent 45.414.

Pentru imobilizarile necorporale in curs, cele mai mari intrari in anul 2018 au fost:

• Inlocuire componente sistem EMS SCADA AREVA componenta software, componenta hardware –7.808.729;
• Upgrade solutie antimalware existenta 22.707.

Soldul imobilizarilor necorporale in curs de executie la 31 decembrie 2018 este reprezentat de proiectele in derulare, cele mai semnificative fiind enumerate mai jos:

• Implementarea unui sistem de Arhivare Electronică și Document Management in cadrul CNTEE Transelectrica SA 5.474.290;
• Inlocuire componente sistem EMS SCADA AREVA componenta software, componenta hardware 11.808.808;
• Extindere servicii de asigurare a continuităţii afacerii şi recuperare în urma dezastrelor la Executiv 351.208.

ii) Imobilizari financiare

Imobilizarile financiare cuprind valoarea actiunilor detinute de Companie la filialele sale, in suma de 78.038.750 la 31 decembrie 2018 si de 78.038.750 la 31 decembrie 2017 (Nota 25), precum si actiunile detinute la Centrul de Coordonare a Securitatii la nivel Regional (CCSR) TSCNET Services GmbH in suma de 2.207.160 la 31 decembrie 2018 ( - la 31 decembrie 2017).

Afilierea Companiei la Centrul de Coordonare a Securitatii la nivel Regional (CCSR) TSCNET Services GmbH a fost efectuata prin realizarea unei tranzactii de cumparare de actiuni.

AGA din data nr. 9/05.06.2018 a aprobat afilierea Companiei la Centrul de coordonare a securitatii din regiune, suma de 2.207.160 reprezentand participarea Companiei la capitalul social al TSCNET Services GmbH, plata fiind efectuata in data de 25.06.2018.

In cadrul implementarii la nivelul CNTEE Transelectrica SA a initiativelor regionale privind aplicarea prevederilor "Regulamentului (UE) 2015/1222 al Comisiei din 24 iulie 2015 de stabilire a unor linii directoare privind alocarea capacitatilor si gestionarea congestiilor" si "Regulamentului (UE) 2017/1485 al Comisiei din 2 august 2017 de stabilire a unei linii directoare privind operarea sistemului de transport al energiei electrice"), s-a identificat necesitatea afilierii companiei la Centrul de Coordonare a Securitatii la nivel Regional (CCSR) TSCNET Services GmbH.

Centrul a fost constituit pentru a deservi Operatorii de Transport si Sistem (OTS) din regiunea est-central-vestica a Europei (regiunea CORE, regiune din care face parte si Romania), in vederea implementarii coordonate a codurilor europene de retea. Conform modelului de afiliere adoptat de toti Operatorii de Transport si de Sistem din regiune.

7. STOCURI

La 31 decembrie 2018 si 31 decembrie 2017 stocurile (la valoarea neta) se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
Piese de schimb	25.352.273	23.645.784
Consumabile si alte materiale	8.278.701	7.352.525
Materiale auxiliare	529.079	577.400
Alte stocuri	608.625	438.943
Total	34.768.678	32.014.652

La 31 decembrie 2018 si 31 decembrie 2017 ajustarile pentru deprecierea stocurilor se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
Ajustari pentru deprecierea materialelor consumabile	5.726.021	5.672.349
Ajustari pentru deprecierea altor materiale	2.136.847	1.838.752
Ajustari pentru deprecierea ambalajelor	155.895	155.991
Total	8.018.763	7.667.092

La 31 decembrie 2018 si 31 decembrie 2017 evolutia ajustarilor pentru deprecierea stocurilor se prezinta astfel:

	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
Sold la 1 ianuarie	7.667.092	6.463.358
Inregistrare ajustari pentru deprecierea stocurilor	789.417	2.412.507
Reversare ajustari pentru deprecierea stocurilor	(437.746)	(1.208.773)
Sold la sfarsitul perioadei	8.018.763	7.667.092

In cursul anului 2018 cheltuielile efectuate cu consumul de materiale si piese de schimb se prezinta astfel:

	2018	2017
Cheltuieli privind piese de schimb	5.940.217
Cheltuieli privind alte materiale consumabile	1.727.750	1.344.894
Cheltuieli privind alte materiale	1.098.596	1.419.908
Cheltuieli cu materiale auxiliare	235.299	386.521
Cheltuieli privind combustibilul	2.665.141	2.287.376
Total	11.667.003	8.316.853

8. CREANTE COMERCIALE SI ALTE CREANTE

La 31 decembrie 2018 si 31 decembrie 2017 creantele comerciale si alte creante se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
Creante comerciale	1.040.797.078	846.827.429
Alte creante	83.495.790	116.536.143
Avansuri catre furnizori	52.627.078	11.102.342
TVA de recuperat	82.507.514	47.005.991
Ajustari pentru deprecierea creantelor comerciale incerte	(139.644.236)	(122.650.719)
Ajustari pentru deprecierea altor creante	(56.189.199)	(80.291.307)
Total	1.063.594.025	818.529.879

Structura creantelor comerciale se prezinta astfel:

	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
Clienti pe piata de energie electrica, din care:	1.038.272.786	845.529.240
- clienti - activitate operationala – energie	438.569.602	382.602.892
- clienti - piata de echilibrare	400.553.575	243.547.548
- clienti - schema de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerarii
de inalta eficienta	199.149.609	219.378.800
Clienti din alte activitati	2.524.292	1.298.189
Total creante comerciale	1.040.797.078	846.827.429

• CNTEE Transelectrica SA isi desfasoara activitatea operationala in baza Licentei de functionare nr.161/2000 emisa de ANRE, actualizata prin Decizia Presedintelui ANRE nr. 641/25.04.2018, pentru prestarea serviciului de transport al energiei electrice, pentru prestarea serviciului de sistem si pentru administrarea pietei de echilibrare.

La data de 31 decembrie 2018, clientii in sold din activitatea operationala si piata de echilibrare inregistreaza o scadere fata de 31 decembrie 2017 determinata in principal de:

• cresterea volumului tranzactiilor pe piata de echilibrare in lunile noiembrie si decembrie 2018 fata de perioada similara a anului 2017, determinand cresterea creantelor aflate in sold la data de 31 decembrie 2018 fata de 31 decembrie 2017;

• incasarea in cursul lunii ianuarie 2019 a creantelor aferente facturilor emise pentru piata de energie electrica in luna decembrie 2018;

• cresterea cantitatii de energie electrica transportata.

Principalii clienti in sold pe piata de energie electrica sunt reprezentati de: CIGA Energy, RAAN, Electrocentrale Bucuresti, Societatea Energetica Electrica, Electrica Furnizare, Enel Energie Muntenia SA, Enel Energie SA, E.ON Energie Romania, Complexul energetic Oltenia, Petprod. Ponderea principalilor clienti pe piata de energie electrica este de circa 61,32% 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 lunara a contributiei pentru cogenerare si plata lunara a bonusurilor".

La data de 31 decembrie 2017, Compania inregistreaza creante de incasat din schema de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerarii de inalta eficienta in proportie de aproximativ 19% (31 decembrie 2017: 26%) din total creante comerciale.

Clientii din schema de sprijin tip bonus pentru promovarea cogenerarii de inalta eficienta inregistreaza la data de 31 decembrie 2018 o scadere a creantelor determinata, in principal de:

• incasarea creantelor corespunzatoare deciziilor ANRE privind supracompensarea activitatii de cogenerare pentru anul 2017, in suma de 140.341.573 emise in luna martie 2018, conform deciziilor ANRE;

8. CREANTE COMERCIALE SI ALTE CREANTE (continuare)

• incasarea sumelor esalonate (9.774.959) in semestrul I si trimestrul III pentru supracompensarea aferenta anului 2015 din partea Termoficare Oradea pentru SC Electrocentrale Oradea SA, conform conventiei incheiate; - scaderea valorii contributiei pentru cogenerarea de inalta eficienta, stabilita de ANRE de la 01 iulie 2018.

La data de 31 decembrie 2018, Compania inregistreaza creante de incasat in suma de 199.146.618, reprezentate de facturile 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 Govora SA - 13.235.086;
• 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 2016 in suma de 56.680.387, respectiv de la Electrocentrale Bucuresti;
• contributie pentru cogenerare neincasata de la furnizorii consumatorilor de energie electrica, in suma de 21.094.158, respectiv de la: Transenergo Com – 5.882.073, PetProd - 4.391.193, Romenergy Industry – 2.680.620, RAAN-2.385.922, UGM Energy – 1.814.175, CET Govora – 900.864, KDF Energy – 887.527 si altii.

Pana la data prezentei raportari financiare, Compania a incasat integral creantele aferente supracompensarii activitatii privind schema de sprijin pentru anul 2017 (suma de 140.341.573), astfel: incasari prin tranzactii bancare in suma de 90.898.688 de la Electrocentrale Bucuresti si incasari pe baza de compensari efectuate prin Institutul de Management si Informatica (conform HG nr. 685/1999) in suma de 49.442.885 (din care: Electrocentrale Bucuresti-35.756.183; CET Govora–10.658.266; Enet SA–3.028.436);

Pentru stingerea creantelor generate de supracompensare si bonus necuvenit, Compania a solicitat producatorilor calificati in schema de sprijin efectuarea de compensari reciproce. Pentru producatorii (RAAN, Electrocentrale Bucuresti, CET Govora) care nu au fost de acord cu aceasta modalitate de stingere a creantelor si datoriilor reciproce, 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 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 aferente schemei de sprijin cuvenite.

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 29.259.377, a fost esalonata in 24 rate lunare (31.10.2016-30.09.2018). Termenele prevazute in conventia de esalonare au fost respectate.

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 86.513.431", 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 86.513.431.

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." Termen de judecata la data de 06.06.2019. Precizam ca dosarul nr. 3014/2/2014 aflat pe rolul Înaltei Curţi de Casaţie şi Justiţie are ca obiect recurs – anulare Decizie ANRE nr. 743/28.03.2014, iar ca parti RAAN (reclamanta) si ANRE (parata).

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 insolvenţă 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 debitoarei Regia Autonomă Pentru Activităţi Nucleare, propus de administratorul judiciar Tudor&Asociatii SPRL şi votat de Adunarea Generală a Creditorilor conform procesului verbal din 28.02.2014.

Prin hotararea intermediara nr. 10/28.01.2016, pronunţată de Tribunalul Mehedinti – Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal, judecatorul sindic a dispus începerea procedurii falimentului debitoarei, in temeiul art. 107 alin. 1 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 nr. 10/28.01.2016, pronunţată de Tribunalul Mehedinti – Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal.

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 inscrisa in tabelul debitoarei RAAN cu suma de 11.264.777 lei, in categoria creantelor ce au rezultat din continuarea activitatii debitorului, suma solicitata de Companie fiind de 89.360.986 lei, nefiindu-ne inscrisa in tabelul preliminar de creante suma 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 78.096.209 lei este tardiv formulata, fiind aferenta perioadei 2011 – 2013, motiv pentru care declaratia de creanta trebuia sa fie formulata la momentul deschiderii procedurii insolventei, respectiv in data de 18.09.2013. Am depus contestatie la Tabelul suplimentar de creante. Tribunalul Mehedinti a incuviintat proba cu expertiza contabila. Impotriva raportului de expertiza contabila, partile au formulat obiectiuni, care au fost admise de instanta de judecata si care a fixat termen de judecata la data de 22.02.2018. La termenul de judecare contestatie din data de 14.06.2018 s-a dispus suspendarea judecarii cauzei pana la solutionarea dosarului nr. 3014/2/2014 aflat pe rolul ICCJ. Termen de judecata: 06.06.2019.

CNTEE Transelectrica SA a incheiat cu CET Govora SA o conventie de compensare 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 dreptul Companiei de a calcula si incasa penalitati pe perioada esalonarii 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 cogenerare pentru perioada mai 2014 – octombrie 2015 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 pentru 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 art. 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 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.

In aceste conditii, Compania aplica dispozitiile art. 17 alin 5 din 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.

Transelectrica a fost inscrisa in Tabelul preliminar si in cel definitiv cu o creanta in valoare totala de 28.200.440,31, din care suma de 25.557.189,98 este aferenta schemei de sprijin. Mentionam faptul ca creanta in suma de 21.962.243,71 lei, reprezentand debit principal si penalitati aferente facturii nr. 8116/08.04.2016, este inscrisa sub conditia suspensiva a pronuntarii unei hotarari judecatoresti definitive in favoarea ANRE in dosarul nr. 2428/2/2014 aflat pe rolul Curtii de Apel Bucuresti, avand ca obiect anularea deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014.

La termenul din data de 18.07.2018, Tribunalul Valcea a pronuntat urmatoarea solutie:

Confirmă planul de reorganizare a debitoarei SC CET Govora SA, plan propus de către administratorul judiciar EURO INSOL SPRL, depus la dosar la data de 25 mai 2018 şi publicat în Buletinul Procedurilor de Insolvenţă nr.11924 din 13 iunie 2018.Respinge contestaţiile formulate de creditorii Complexul Energetic Oltenia SA,SNTFM CFR Marfă SA,Solek Project Delta SRL, Solek Project Omega SRL,Clean Energy Alternativ SRL şi Solar Electric Curtişoara SRL. Fixează termen de fond pentru continuarea procedurii la data de 8 oct.2018.Cu drept de apel în termen de 7 zile de la comunicare, realizată prin Buletinul Procedurilor de Insolvenţă. Pronunţată în şedinţă publică azi 18 iulie 2018. Document: Hotarâre 1196/18.07.2018. Prin Decizia nr. 766/03.12.2018, Curtea de Apel Pitesti a anulat suma de 28.013.984,83 – reprezentand obligatie inscrisa de Companie in Tabloul Creditorilor (Dosarul 1396/90/2016).

In aceste conditii, Compania a inclus suma de 22.188.224,16 aferenta schemei de sprijin in contul debitori diversi, analitic distinct - ANRE, cu impact in pozitia neta a schemei de sprijin. Conform pct. 11 din HG nr. 925/2016 pentru modificarea şi completarea HG nr. 1.215/2009 privind stabilirea criteriilor şi a condiţiilor necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă eficienţă pe baza cererii de energie termică utilă, ANRE urmeaza sa elaboreze cadrul de reglementare pentru inchiderea financiara a schemei.

Suma de 22.188.224,16 reprezinta creanta de incasat de la CET Govora aferenta schemei de sprijin, in suma de 25.557.189,98, corectata cu bonusul retinut de Companie conform art. 17 alin. 5 din Ordinul presedintelui ANRE nr. 116/2013, in suma de 3.368.965,82.

Avand in vedere prevederile Hotararii de Guvern nr. 925/2016 cu modificarile si completarile ulterioare, prezentata mai sus in Nota 1, Compania nu inregistreaza cheltuieli cu ajustari de depreciere a clientilor pentru schema de sprijin, valoarea nerecuperata a acestor creante urmand a fi inclusa in contributia pentru cogenerare.

Alte creante

La data de 31 decembrie 2018, alte creante in suma de 83.495.790 includ in principal debitori diversi (71.200.632), cheltuieli inregistrate in avans (6.494.897), alte creante imobilizate (4.550.039).

La data de 31 decembrie 2018, alte creante in suma de 83.495.790 includ in principal:

• debitori diversi (71.200.632), reprezentand in principal penalitati de intarziere la plata calculate clientilor rau platnici, in suma de 62.600.320 (din care suma de 26.012.776 reprezinta penalitati aferente schemei de sprijin). Cele mai mari penalitati de intarziere la plata au fost inregistrate de clientii: RAAN (16.901.449), CET Govora (9.606.504), Eco Energy SRL(8.909.843), Petprod SRL (8.894.655), Total Electric Oltenia (3.288.967), Arelco Power (2.816.658), Enol Grup (2.541.312), Also Energ (2.121.010). Pentru penalitatile calculate pentru plata cu intarziere a creantelor din activitatea operationala au fost inregistrate ajustari de depreciere.
• compensatii datorate de furnizori pentru nelivrarea energiei electrice (Arelco Power 2.816.658 si Enol Grup 2.541.312). Pentru compensatiile datorate de furnizorii din activitatea operationala au fost inregistrate ajustari de depreciere;
• creanta de recuperat de la OPCOM reprezentand TVA-ul aferent aportului in natura la capitalul filialei in suma de 4.517.460;
• cheltuieli inregistrate in avans in suma de 6.494.897 reprezentate in principal de avansuri la contractele incheiate cu furnizorii de energie electrica necesara acoperirii consumului propriu tehnologic pentru perioadele viitoare (5.248.958), comision de garantare pentru creditul BEI 25710 (73.629) si comision de acordare credit ING (28.384), chirii (604.231);
• alte creante imobilizate in suma de 4.550.039, din care 4.199.505 reprezinta garantii pentru ocuparea temporara a terenului, calculate si retinute in conformitate cu art. 39 alin. (1), alin. (2) si alin. (5) din Legea nr. 46/2008 privind Codul Silvic, in vederea realizarii obiectivului de investitii LEA 400 kV Resita – Pancevo (Serbia).

Avansuri catre furnizori

La 31 decembrie 2018, avansurile achitate catre furnizori sunt reprezentate de furnizori debitori pentru prestari servicii in suma de 52.627.078 si reprezinta in principal sume din tranzactiile aferente mecanismului de cuplare prin pret. Aplicarea mecanismului de cuplare prin pret a inceput in data de 19 noiembrie 2014, 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 energie electrica pentru 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, atat fizic, 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 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 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 valoare in cuantum de 100% pentru clientii in litigiu, in insolventa si in faliment si 100% din creantele comerciale si alte creante neincasate intr-o perioada mai mare de 180 zile, cu exceptia creantelor restante generate de schema de sprijin. De asemenea, Compania efectueaza si o analiza individuala a creantelor comerciale si a altor creante neincasate.

Cele mai mari ajustari de depreciere la 31 decembrie 2018, calculate pentru creantele comerciale si penalitatile aferente acestora, au fost inregistrate pentru Eco Energy SRL (24.736.066), Petprod SRL (23.539.650), Arelco Power (14.545.496), Total Electric Oltenia SA (14.185.577), Romenergy Industry (13.512.997), Elsaco Energy (9.293.972), RAAN (8.516.707), Also Energ (7.177.167), Opcom (5.577.320), CET Brasov (4.664.627). Pentru recuperarea creantelor ajustate pentru depreciere, Compania a luat urmatoarele masuri: actionare in instanta, inscriere la masa credala, solicitare clarificari de la ANAF (pentru TVA de incasat de la Opcom) etc.

Expunerea la riscul de incasare, precum si ajustarile de valoare aferente creantelor comerciale sunt prezentate in Nota 27.

Adoptarea de catre UE a IFRS 9 "Instrumente financiare" aplicabil pentru perioadele anuale incepand cu sau dupa 1 ianuarie 2018 nu are impact semnificativ asupra situatiilor financiare ale Companiei in perioada de aplicare initiala.

9. NUMERAR SI ECHIVALENTE DE NUMERAR

La 31 decembrie 2018 si 31 decembrie 2017 numerarul si echivalentele de numerar se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
Conturi curente la banci si depozite, din care: - numerar si depozite din cogenerare de inalta eficienta	482.089.074 41.705.447	520.708.388 19.172.948
- numerar din veniturile aferente alocarii capacitatilor de interconexiune utilizate pentru investitii in retea	133.729.367	84.247.056
- numerar din taxa de racordare Casa	18.426.374 69.605	31.152.565 37.850
Alte echivalente de numerar	-	262
Total	482.158.679	520.746.500

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 309.135.805 la 31 decembrie 2018 si de 251.047.468 la 31 decembrie 2017.

10. CAPITALURI PROPRII

Capitalul social

In conformitate cu prevederile OUG nr. 86/2014 privind stabilirea unor măsuri de reorganizare la nivelul administraţiei publice centrale şi pentru modificarea şi completarea unor acte normative, la data de 20 februarie 2015 a fost inregistrat în Registrul actionarilor Companiei transferul celor 43.020.309 actiuni din contul Statului Roman din administrarea Secretariatului General al Guvernului, in contul Statului Roman in administrarea Ministerului Economiei, Comerţului 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 Relaţiilor cu Mediul de Afaceri (MECRMA), prin reorganizarea şi preluarea activităţilor Ministerului Economiei, Comerţului şi Turismului, care s-a desfiinţat, 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.

Conform prevederilor HG nr. 27/12 ianuarie 2017 privind organizarea şi funcţionarea Ministerului Economiei, Compania funcţionează sub autoritatea Ministerului Economiei.

La data de 3 martie 2017 a fost inregistrat în Registrul actionarilor Companiei transferul celor 43.020.309 actiuni din contul Statului Roman din administrarea Ministerului Economiei, Comerţului şi Turismului, in contul Statului Roman in administrarea Ministerului Economiei.

La sfarsitul fiecarei perioade de raportare, capitalul social subscris si varsat integral al Companiei, in suma de 733.031.420 este impartit in 73.303.142 actiuni ordinare cu o valoare nominala de 10 lei/actiune si corespunde cu cel inregistrat la Oficiul Registrului Comertului.

Structura actionariatului la 31 decembrie 2018 si 31 decembrie 2017 este urmatoarea:

31 decembrie 2018		31 decembrie 2017
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	58,69%
Alti actionari persoane juridice	20.157.347	27,50%	20.689.339	28,22%
DEDEMAN SRL	4.503.567	6,14%	4.192.363	5,72%
Alti actionari persoane fizice	5.621.919	7,67%	5.401.131	7,37%
Total	73.303.142	100,00%	73.303.142	100,00%

10. CAPITALURI PROPRII (continuare)

Capitalul social (continuare)

Compania recunoaste modificarile in capitalul social in conditiile prevazute de legislatia in vigoare si numai dupa aprobarea lor in Adunarea Generala Extraordinara a Actionarilor si inregistrarea acestora la Oficiul Registrului Comertului.

La 31 decembrie 2018 si 31 decembrie 2017 capitalul social se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
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 rezultatul reportat conform Hotararii AGA nr. 15/14.12.2018, este in suma de 66.705.859, plata acestora s-a efectuat prin intermediul Depozitarului Central incepand cu 25 ianuarie 2019. Valoarea dividendelor neplatite, aflate in sold la 31 decembrie 2018 este de 67.657.910 (31 decembrie 2017: 2.414.333).

Prima de emisiune

Toate actiunile nou emise in cadrul majorarii de capital social ce a avut loc prin oferta publica initiala primara in anul 2006 au fost subscrise si platite integral la pretul de emisiune. Prima 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: 123.742.090 la 31 decembrie 2018 si 118.961.487 la 31 decembrie 2017, 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.

Rezerve din reevaluare

Rezervele din reevaluare sunt in suma de 522.585.647 la 31 decembrie 2018 si in suma de 499.921.435 la 31 decembrie 2017. Ultima reevaluare a cladirilor si a constructiilor speciale a fost efectuata la 31 decembrie 2018 de catre SC JPA Audit & Consultanta SRL, evaluator independent autorizat de catre Uniunea Nationala a Evaluatorilor Autorizati din Romania.

Alte rezerve

La 31 decembrie 2018, alte rezerve sunt in suma de 66.664.045 (56.953.728 la 31 decembrie 2017), din care 20.952.260 reprezinta valoarea fondurilor structurale primite de la Autoritatea de Management pentru Programul Operational Sectorial "Cresterea Competitivitatii Economice" si 42.428.928 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 3.282.857 reprezinta valoarea terenurilor pentru care sunt obtinute certificate de atestare a dreptului de proprietate. Dupa cum este prezentat in Nota 23, terenurile pentru care s-au obtinut titlurile de proprietate sunt recunoscute la valoarea justa pe seama rezervelor, fiind urmate de o majorare a capitalului social dupa inregistrarea la Oficiul Registrului Comertului.

Rezultatul reportat

Rezultatul reportat este in suma de 1.313.139.735 la 31 decembrie 2018 (1.258.921.369 la 31 decembrie 2017).

La data de 31 decembrie 2018, Compania inregistreaza un rezultat reportat pozitiv din surplusul realizat din rezerve din reevaluare in suma de 685.588.309, din care 12.812.718 surplus realizat din rezerve din reevaluare neimpozabil la modificarea destinatiei si 672.775.591 surplus realizat din rezerve din reevaluare impozabil la modificarea destinatiei.

La data de 31 decembrie 2018, surplusul actuarial inregistrata in rezultatul reportat este in suma de 316.395. Aceasta suma a rezultat in urma aplicarii prevederilor IAS 19 – Beneficiile angajatilor (Nota 13) si reprezinta surplusul actuarial aferent perioadelor anterioare.

Din profitul realizat la data de 31 decembrie 2018 in suma de 81.303.373 se repartizeaza la "Alte rezerve" suma de 76.522.771, din care:

• suma de 53.127.283, care 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;

• suma de 23.395.488, care reprezinta repartizarea partiala a veniturilor nete din alocarea capacitatilor de interconexiune realizate in anul 2018, in limita profitului net realizat la 31 decembrie 2018. In conformitate cu Regulamentul (CE) nr.714/2009 si Ordinul ANRE nr. 53/2013 veniturile din alocarea capacitatilor de interconexiune se utilizeaza pentru realizarea de investitii in reteaua electrica de transport pentru mentinerea sau cresterea capacitatilor de interconexiune. In aceste conditii, veniturile realizate in anul 2018 din alocarea capacitatii de interconexiune (net de impozitul pe profit si de rezerva legala) au fost repartizate partial pe destinatia prevazuta la art.1 lit.d) din OG nr.64/2001 "Alte repartizari prevazute de lege", in limita profitului net realizat la 31 decembrie 2018.

In anul 2018 au fost realizate venituri din alocarea capacitatii de interconexiune in suma de 81.713.395. La repartizarea veniturilor din alocarea capacitatii de interconexiune realizate in anul 2018 pe destinatia "alte repartizari prevazute de lege" a fost luata in considerare corectia negativa in suma de 17.494.640 a venitului reglementat, ca element de corectie provenit din perioada tarifara 1 iulie 2016 - 30 iunie 2017 (corectie pozitiva in suma de 433.804) si din perioada tarifara 1 iulie 2017 - 30 iunie 2018 (corectie negativa in suma de 17.928.444), aplicata de ANRE la determinarea tarifului mediu de transport al energiei electrice pentru perioada tarifara 1 iulie 2017 - 30 iunie 2018. Astfel, suma de 17.494.640 lei 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 din tariful de transport pentru acoperirea costurilor reglementate aferente perioadei tarifare 1 iulie 2018 - 30 iunie 2019. In aceste conditii, veniturile realizate in anul 2018 din alocarea capacitatii de interconexiune (sume nete de impozitul pe profit si de rezerva legala), de repartizat pentru constituirea rezervelor, in vederea realizarii de investitii in retea pentru mentinerea sau cresterea capacitatilor de interconexiune, conform Regulamentului (CE) nr.714/2009 si Ordinului ANRE nr. 53/2013, sunt in suma de 51.246.566.

Repartizarea profitului net la data de 31 decembrie 2018

Repartizarea profitului contabil de 81.303.373 pe destinatiile legale dupa deducerea impozitului pe profit la data de 31 decembrie 2018, este urmatoarea:

Destinaţia	Suma
Profit contabil rămas după deducerea impozitului pe profit la data de 31 decembrie 2018	81.303.373
Repartizare profit contabil pe următoarele destinaţii:
Rezerva legală (5%)	4.780.602
Alte rezerve reprezentand facilitati fiscale prevazute de lege - scutirea de la plata a impozitului pe profitul reinvestit	53.127.283
Alte repartizari prevazute de lege - venituri realizate in anul 2018 din alocarea capacitatii de interconexiune (net de impozitul pe profit si de rezerva legala) – repartizare partiala, in limita
profitului contabil rămas după deducerea impozitului pe profit la data de 31 decembrie 2018	23.395.488
Profit nerepartizat	-

Calculul repartizarii profitului contabil rămas după deducerea impozitului pe profit la data de 31 decembrie 2018 s-a efectuat în conformitate cu prevederile legislaţiei în vigoare, respectiv:

• OG nr. 64/2001 – privind repartizarea profitului la societăţile naţionale, companiile naţionale şi societăţile comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, precum şi 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 şi completările ulterioare;

• 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 nr. 53/2013, cu modificarile si completarile ulterioare privind aprobarea Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice;

• Raportul Date considerate de ANRE la calculul tarifelor aprobate pentru serviciul de transport si pentru serviciul de sistem transmis de ANRE cu adresa nr. 51349/10.07.2018 (inregistrata la CNTEE Transelectrica SA cu nr. 29081/10.07.2018).

Astfel, profitul contabil pe anul 2018 rămas după deducerea impozitului pe profit se repartizeaza pe următoarele destinaţii:

a) - rezerva legală în sumă de 4.780.602, determinata in cota de 5% conform prevederilor art. 26 alin. (1) lit. a) din Legea nr. 227/2015 privind Codul fiscal, cu modificările şi completările ulterioare;

b) - alte rezerve reprezentand facilitati fiscale prevazute de lege în sumă de 53.127.283, reprezentate de scutirea de la plata a impozitului pe profitul reinvestit, in conformitate cu prevederile art. 22 din Legea nr. 227/2015 privind Codul fiscal, cu modificările şi completările ulterioare;

c) - alte repartizari prevazute de lege în sumă de 23.395.488, reprezentate de veniturile realizate in anul 2018 din alocarea capacitatii de interconexiune (sume nete de impozitul pe profit si de rezerva legala), repartizate conform prevederilor art. 1 lit. d) din OG nr. 64/2001 privind repartizarea profitului la societăţile naţionale, companiile naţionale şi societăţile comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, precum şi la regiile autonome, cu modificările şi completările 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.

In anul 2018 au fost realizate venituri din alocarea capacitatii de interconexiune in suma de 81.713.395. La repartizarea veniturilor din alocarea capacitatii de interconexiune realizate in anul 2018 pe destinatia "alte repartizari prevazute de lege" a fost luata in considerare corectia negativa in suma de 17.494.640 a venitului reglementat, ca element de corectie provenit din perioada tarifara 1 iulie 2016 - 30 iunie 2017 (corectie pozitiva in suma de 433.804) si din perioada tarifara 1 iulie 2017 - 30 iunie 2018 (corectie negativa in suma de 17.928.444), aplicata de ANRE la determinarea tarifului mediu de transport al energiei electrice pentru perioada tarifara 1 iulie 2018 - 30 iunie 2019. Astfel, suma de 17.494.640 lei 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 din tariful de transport pentru acoperirea costurilor reglementate aferente perioadei tarifare 1 iulie 2018 - 30 iunie 2019.

In aceste conditii, veniturile realizate in anul 2018 din alocarea capacitatii de interconexiune (sume nete de impozitul pe profit si de rezerva legala), de repartizat pentru constituirea rezervelor, in vederea realizarii de investitii in retea pentru mentinerea sau cresterea capacitatilor de interconexiune, conform Regulamentului (CE) nr.714/2009 si Ordinului ANRE nr. 53/2013, sunt in suma de 51.246.566. Profitul contabil pe anul 2018 rămas după deducerea impozitului pe profit a permis repartizarea pe destinatia "Alte rezerve" pentru realizarea de investitii in retea pentru mentinerea sau cresterea capacitatilor de interconexiune numai a sumei de 23.395.488, in limita profitului net realizat. Astfel, pentru sumele aferente veniturilor realizate ramase neacoperite din profitul lui 2018 este necesara constituirea rezervelor in suma de 27.851.078 din surplusul realizat din rezerve din reevaluare (neimpozabile si impozabile la modificarea destinatiei).

11. VENITURI IN AVANS

Veniturile in avans sunt reprezentate in principal de: tariful de racordare, alte subventii pentru investitii, fonduri europene nerambursabile de la Ministerul Fondurilor Europene, precum si venituri din utilizarea capacitatii de interconexiune. La 31 decembrie 2018, situatia veniturilor in avans se prezinta astfel:

	31 decembrie 2018	Din care: portiunea pe termen scurt la 31.12.2018	31 decembrie 2017	Din care: portiunea pe termen scurt la 31.12.2017
Venituri inregistrate in avans – alocare
capacitate din interconexiune	7.896.067	7.896.067	5.797.166	5.797.166
Venituri inregistrate in avans - fonduri
europene	2.219.181	2.219.181	2.558.135	2.558.135
Fonduri din tarif de racordare	285.748.510	4.393.799	311.396.019	23.558.353
Fonduri europene	106.017.816	3.674.067	101.624.877	7.415.017
Alte subventii	28.602.361	1.146.144	30.147.052	1.552.393
Total	430.483.935	19.329.257	451.523.249	40.881.064

Evolutia veniturilor in avans pe termen scurt in cursul anului 2018 se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
Sold la inceputul perioadei	40.881.064	38.125.074
Incasari in avans aferente capacitatii de interconexiune	95.112.435	75.479.347
Incasari din fonduri europene	90.227	1.327.202
Transfer din venituri in avans pe termen lung	(23.311.755)	2.299.514
Venituri din utilizarea capacitatii de interconexiune	(93.013.534)	(76.260.688)
Venituri din fonduri europene	(429.181)	(89.385)
Total	19.329.257	40.881.064

Evolutia veniturilor in avans pe termen lung in cursul anului 2018 se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
Sold la inceputul perioadei	410.642.185	429.858.527
Subventii racordare	(2.675.827)	14.227.840
Fonduri nerambursabile	11.626.793	173.928
Fonduri nerambursabile de restituit	14.544	-
Transfer in venituri in avans pe termen scurt	23.311.755	(2.299.514)
Reluarea la venituri a subventiilor	(31.764.772)	(31.318.596)
Total	411.154.678	410.642.185

In luna mai 2018, CNTEE Transelectrica SA a incasat suma de 10.243.894 lei de la Comisia Europeana pentru proiectul de interes comun Linia interna dintre Cernavoda si Stalpu, reprezentand finantare nerambursabila in cadrul mecanismului Connecting Europe Facility.

Proiectul Linia interna dintre Cernavoda si Stalpu cuprinde urmatoarele obiective de investitii:

• LEA 400 kV d.c. Cernavoda-Stalpu si racord in statia Gura Ialomitei (linie noua);
• Extinderea statiei 400 kV Cernavoda;
• Extinderea statiei 400 kV Gura Ialomitei;
• Statia 400 kV Stalpu (statie noua).

Monitorizarea si controlul privind implementarea proiectului vor fi realizate de catre Innovation and Networks Executive Agency (INEA).

In luna iulie 2018, CNTEE Transelectrica SA a incasat suma de 1.401.708 lei de la Comisia Europeana pentru proiectul Linia electrica aeriana 400 kV dublu circuit Gutinas - Smardan si suma de 18.037 lei de la Ministerul Economiei, reprezentand alocatie bugetara pentru proiectul LEA Oradea - Bekescaba.

12. IMPRUMUTURI

Imprumuturi pe termen lung

La datele de 31 decembrie 2018 si 31 decembrie 2017 sumele datorate institutiilor de credit intr-o perioada mai mare de un an sunt urmatoarele:

Descriere	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
NIB PIL No 02/18 (a)	0	3.417.420
BIRD 7181 (b)	10.925.879	43.603.118
NIB PIL No 03/5 (c)	0	10.717.310
NIB PIL No 02/37 (d)	0	5.737.176
BEI 25709 (i)	78.595.352	89.742.370
BEI 25710 (i)	86.252.253	97.425.565
ING+BRD (j)	19.588.380	58.712.220
Obligatiuni negarantate (k)	0	200.000.000
Total imprumuturi pe termen lung de la institutiile de credit, din
care:	195.361.864	509.355.179
Mai putin: Portiunea curenta a imprumuturilor pe termen lung	(51.495.749)	(314.169.245)
Total imprumuturi pe termen lung, net de ratele curente	143.866.115	195.185.934

12. IMPRUMUTURI (continuare)

Situatia imprumuturilor pe termen lung la data de 31.12.2018

Nr. crt.	Denumire Imprumut	Data acordarii	Valoare Imprumut (valuta)	Sold la 31.12.2018 (valuta)	Sold la 31.12.2018 (RON)	Rata dobanda	Maturitate conform imprumut
1	NIB PIL 02/18	19.02.2003	18.441.684,50 USD	0	0	LIBOR 6M+0,9%	16.04.2018
2	BIRD 7181	15.07.2003	71.622.715,47 EUR	2.342.648,56 EUR	10.925.879	ultima comunicata 0%	15.01.2020
3	NIB PIL 03/5	12.11.2004	23.000.000,00 EUR	0	0	EURIBOR 6M+0,85%	17.09.2018
4	NIB PIL 02/37	25.02.2004	12.927.944,17 EUR	0	0	EURIBOR 6M+0,9%	17.09.2018
5	BEI 25709	05.08.2010	32.500.000,00 EUR	16.851.851,90 EUR	78.595.352	3,596%	10.09.2025
6	BEI 25710	05.08.2010	32.500.000,00 EUR	18.493.589,73 EUR	86.252.253	3,856% si 2,847%	11.04.2028
7	ING+BRD	26.07.2012	42.000.000,00 EUR	4.200.000 EUR	19.588.380	EURIBOR 6M+2,75%	13.02.2019
8	Obligatiuni negarantate	19.12.2013	200.000.000,00 RON	0	0	6,1%	19.12.2018
	TOTAL				195.361.864

12. IMPRUMUTURI (continuare)

Imprumuturile pe termen lung sunt detaliate dupa cum urmeaza:

a) Imprumutul acordat de NIB PIL nr. 02/18

Imprumutul a fost acordat de NIB la 19 februarie 2003. Suma totala datorata la 31 decembrie 2018 este zeroUSD. In luna aprilie 2018 a fost rambursata ultima rata. In valoare de 878.175,45 USD. Scopul imprumutului a fost finantarea reabilitarii Statiei Electrice 400/220 kV Slatina. Imprumutul a fost purtator al unei rate variabile a dobanzii LIBOR la sase luni plus o marja de 0,9%. Rambursarea a fost 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 la 15 iulie 2003 pentru obiectivul «Piata de Electricitate». Suma datorata la 31 decembrie 2018 este de 2.342.649 EUR. Rata dobanzii este cea comunicata de BIRD in functie de costul de finantare. Rata dobanzii aferenta ultimei transe a fost de 0%. Rambursarea se face semestrial (pe 15 ianuarie si 15 iulie 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

Imprumutul a fost acordat de NIB la 12 noiembrie 2004 pentru obiectivul «Reabilitarea statiei electrice 400/220/110 kV Gutinas». Suma datorata la 31 decembrie 2018 este zero EUR. In luna septembrie 2018 a fost rambursata ultima rata in valoare de 1.150.000 EUR.Rata dobanzii a fost EURIBOR la sase luni plus 0,85%, rambursarea s-a efectuat 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 2018 este zero EUR. In luna septembrie 2018 a fost rambursata ultima rata in valoare de 615.616.38 EUR. Rata dobanzii este EURIBOR la sase luni plus 0,90%, rambursarea a fost efectuata semestrial, in rate egale incepand cu data de 15 septembrie 2008, ultima rata fiind in data de 17 septembrie 2018.

e) Imprumut acordat de BEI 25709 si BEI 25710

Imprumuturile au fost acordate de BEI la 5 august 2010 pentru a finanta modernizarea si reabilitarea Retelei Electrice de Transport din Romania. Valoarea fiecarui imprumut este de 32.500.000 EUR. Imprumutul nr. 25709 nu este garantat, in timp ce imprumutul 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 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 3,856% si 2,847% pentru imprumutul BEI 25710.

Suma datorata la 31 decembrie 2018 pentru imprumutul BEI 25709 este de 16.851.852 EUR si pentru imprumutul BEI 25710 este de 18.493.590 EUR.

Acordul de imprumut BEI 25709 cuprinde anumite clauze financiare: (i) raportul dintre EBITDA si dobanzile aferente imprumuturilor 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; (iii) raportul dintre datoria totala neta si EBITDA sa fie de maxim 3,5. 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% la valoarea creditului ramas de rambursat. Contractul de garantare 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; (ii) raportul dintre datoria neta totala si valoarea capitalurilor proprii trebuie sa nu depaseasca 0,95.

f) Imprumut acordat de ING Bank N.V., Amsterdam – Sucursala Bucuresti si BRD – Groupe Societe Generale SA

Imprumutul acordat la 26 iulie 2012 de catre consortiul format din ING Bank N.V. Amsterdam – Sucursala Bucuresti si BRD – Group Societe Generale SA. Este destinat finantarii urmatoarelor investitii: modernizarea statiei electrice 400/200/110/20kv Lacu Sarat, modernizarea statiei electrice 220/110kv Mintia, sisteme integrate de securitate in statii si inlocuirea autotransformatoarelor 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 100% prin cesiune de creante. Suma datorata la data de 31 decembrie 2018 este de 4.200.000 EUR.

Contractul include anumite clauze financiare: i) raportul dintre EBITDA si cheltuielile financiare sa fie de minim 4,2; ii) raportul dintre datoria totala neta si EBITDA sa fie de maxim 3,5.

g) Emisiunea de obligatiuni

Adunarea Generala Extraordinara a CNTEE Transelectrica SA prin Hotararea nr. 7 din data de 30.09.2013, a aprobat plafonul 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 emis obligatiuni in valoare de 200.000.000 RON, printr-o oferta publica 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 platita anual la datele decembrie 2014, decembrie 2015, decembrie 2016, decembrie 2017 si decembrie 2018. Obligatiunile au fost rambursate integral 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 obligatiunile corporative ale Companiei au fost 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 fie mai mic sau egal cu 0,95.

La data de 31 decembrie 2018, indicatorii 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 2018	31 decembrie 2017
Intre 1 si 2 ani	23.996.576	51.449.375
Intre 2 si 5 ani	67.467.099	68.912.530
Peste 5 ani	52.402.440	74.824.029
Total	143.866.115	195.185.934

Compania nu a efectuat activitati de acoperire impotriva riscurilor aferent obligatiilor sale in moneda straina sau expunerii la riscurile asociate ratei dobanzii.

Toate imprumuturile pe termen lung, cu exceptia, BEI 25709, BEI 25710 si Obligatiuni, 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 2018 imprumutul pe termen lung garantat de catre Guvernul Romaniei, prin intermediul Ministerului Finantelor Publice este BIRD 7181.

Imprumutul de la ING si BRD, initial a fost garantat prin cesiunea creantelor pe care Compania le avea de incasat de la SC E.On Energie Romania SA, SC E-Distributie Muntenia SA, SC Alpiq Romindustries SRL, SC Electromagnetica SA, SC Met Romania Energy Marketing 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.

0Incepand 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 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.

Contractul de garantare incheiat cu CitiBank Europe 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 2018	31 decembrie 2017
Portiunea curenta a creditelor pe termen lung	51.495.749	314.169.245
Dobanzi aferente imprumuturilor pe termen lung si scurt	1.815.697	2.460.222
Dobanzi aferente obligatiunilor	0	434.521
Total imprumuturi pe termen scurt	53.311.446	317.063.988

Imprumuturi contractate pentru activitatea curenta

Transelectrica a incheiat contractatul de credit nr. C55/01.03.2018 cu Raiffeisen Bank pentru 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 100.000.000, cu o dobanda calculata in functie de rata de referinta ROBOR 1M, la care se adauga o marja negativa de 0,35%. In cazul in care valoarea ratei de referinta ROBOR 1M este mai mica de 0,35%, rata de dobanda aplicata este 0%.

Aceasta 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.

Linia de credit nu este utilizata la data de 31.12.2018.

13. OBLIGATII PRIVIND BENEFICIILE 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 salariatilor – in functie 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 26 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 beneficiile post angajare si la alte beneficii pe termen lung au fost determinate de catre un actuar autorizat, in baza contractului de servicii incheiat cu Casianis Bucuresti SRL.

Obligatiile privind beneficiile angajatilor se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
Prime jubiliare	20.407.159	24.339.697
Prime de pensionare	13.690.525	12.010.992
Energie electrica gratuita acordata actualilor angajati si angajatilor pensionati	18.225.573	16.296.217
Beneficii pentru terminarea contractului de munca	79.791	-
Prime de maternitate	8.461	-
Total	52.411.509	52.646.906

La 31 decembrie 2018 si 31 decembrie 2017, Compania are o obligatie privind beneficiile pe termen lung acordate angajatilor in suma de 52.411.509 si respectiv 52.646.906. Estimarea acestor obligatii s-a facut luand in considerare urmatoarele:

• pretul energiei electrice la 31 decembrie 2018 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 2018 si salariile de baza estimate de actuar pentru perioadele viitoare (s-a considerat o creştere a salariilor in functie de evolutia viitoare a indicelui pretului de consum)
• numarul de salariati la 31 decembrie 2018 si numarul de salariati estimati anual de Companie pe baza ratelor proiectate de plecare din cadrul Companiei si a datelor statistice referitoare la mortalitatea populatiei furnizate de INS;
• rata de actualizare pe termen lung estimata de actuar este bazata curba dobanzilor publicata de EIOPA, valoare considerata dezirabila deoarece permite un echilibru al pietelor financiare pe termen lung.

13. OBLIGATII PRIVIND BENEFICIILE ANGAJATILOR (continuare)

	31 decembrie 2017	Costul dobanzii	Costul serviciului curent	Platile din provizion	Pierdere actuariala aferenta perioadei	31 decembrie 2018
Beneficiile aferente jubileelor ce vor fi acordate angajaţilor actuali	24.339.697	775.912	935.382	1.867.499	3.776.333	20.407.159
Beneficiile aferente concediilor de maternitate ce vor fi acordate angajaţilor actuali	-	378	1.209	13	(6.861)	8461
Beneficiile aferente primelor acordate la ieşirea la pensie a angajaţilor actuali	12.010.992	452.084	638.424	1.566.402	(2.155.428)	13.690.525
Beneficiile aferente primelor acordate pentru terminarea contractului de munca	-	3.140	3.485	19.407	(92.573)	79.791
Beneficii aferente contravalorii energiei electrice ce va fi achitata actualilor angajati dupa iesirea la pensie	8.035.894	381.150	656.274	0	1.215.516	7.857.802
Beneficiile aferente achitării contravalorii energiei electrice ce va fi
achitată actualilor pensionari	8.260.323	467.176	2.289.424	706.589	1.355.741	10.367.771
	52.646.906	2.079.840	4.524.198	2.746.706	4.092.729	52.411.509

Principalele ipoteze luate in calculul actuarial sunt prezentate mai jos:

	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
Rata de discount	Valori in intervalul 3,384% -5,901% stabilite pe baza curbei dobanzilor furnizata de EIOPA pentru luna decembrie 2018	Valori in intervalul 3,5% -4,6% stabilite pe baza tranzactiilor cu titluri de stat pe piata secundara si corelate cu evolutia nivelului tinta al inflatiei stabilit de BNR pentru anii urmatori.
Pentru primii 5 ani	Pe termen scurt un nivel al inflatiei de 2,5% anual	Pe termen lung un nivel al inflatiei de 2% anual si un randament real de 1,86%
Pentru perioade mai mari de 5 ani	Pe termen lung un nivel al inflatiei de 1,9% anual.
Crestere salariala	Salariile urmeaza evolutia nivelului ratei inflatiei.	Salariile urmeaza evolutia nivelului ratei inflatiei.

14. DATORII COMERCIALE SI ALTE DATORII

La 31 decembrie 2018 si 31 decembrie 2017, datoriile comerciale si alte datorii se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
Furnizori- piata de energie electrica	780.292.021	538.923.244
Furnizori de imobilizari	44.513.840	62.898.568
Furnizori alte activitati	29.309.948	27.782.443
Sume datorate angajatilor	6.729.336	5.866.258
Alte datorii	159.948.565	64.466.306
Total	1.020.793.710	699.936.819

La data de 31 decembrie 2018 si 31 decembrie 2017, datoriile aflate in sold pe piata de energie sunt in suma de 780.292.021, respectiv 538.923.244 si prezinta urmatoarea structura:

	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
Furnizori piata de energie electrica, din care:
- furnizori – activitate operationala - energie	188.914.941	110.800.907
- furnizori - piata de echilibrare	383.389.169	204.920.467
urnizori din schema de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerarii de inalta eficienta	207.987.911	223.201.870
Total	780.292.021	538.923.244

Furnizorii pe piata de energie electrica sunt reprezentati in principal de: SC Hidroelectrica SA, Electrocentrale Bucuresti, Complex Energetic Oltenia, Romgaz, Mavir, RAAN, Electrocentrale Galati, Complex energetic Hunedoara, Ciga Energy. La 31 decembrie 2018, ponderea acestora in total furnizori de energie este de circa 85%.

• cresterea soldului datoriilor aferente activitatii operationale a fost determinata in principal de cresterea cantitatii de energie electrica pentru acoperirea consumului propriu tehnologic in reteaua de transport;
• cresterea soldului datoriilor aferente pietei de echilibrare a fost determinata de achitarea obligatiilor de plata aflate in sold pe piata de energie electrica la 31 decembrie 2018 la termenul scadent, in luna ianuarie 2019, si de cresterea volumului tranzactiilor pe piata de echilibrare din trim. IV 2018 fata de trim. IV 2017.
• scaderea datoriilor aferente schemei de sprijin catre furnizori (producatori) a fost determinata de achitarea facturilor emise conform deciziilor ANRE pentru bonusul lunar 2018, bonusul neacordat in anul 2017 si antesupracompensarea pentru anul 2017.

La data de 31 decembrie 2018 se inregistreaza obligatii de plata catre furnizori (producatori) in suma de 111.233.189 (Electrocentrale Bucuresti – 56.680.387, RAAN – 51.183.836, CET Govora SA – 3.368.966) reprezentand bonusul lunar de cogenerare, ante-supracompensarea pentru anii 2014 si 2015, bonusul neacordat pentru anii 2015 si 2016. Sumele reprezentand datoriile Companiei aferente schemei de sprijin fata de Electrocentrale Bucuresti, RAAN, 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 furnizorilor (producatorilor) 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.

Producatorii (RAAN, Electrocentrale Bucuresti, CET Govora) nu au 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. 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 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.

CNTEE Transelectrica SA a incheiat cu CET Govora SA o conventie de compensare si esalonare la plata a sumelor reprezentand creante din contravaloarea supracompensarii pentru 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 dreptul Companiei de a calcula si incasa penalitati pe perioada esalonarii 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 cogenerare pentru perioada mai 2014 – octombrie 2015 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.

In urma 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 pentru 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. Avand in vedere prevederile Legii nr. 85/2014 - Legea insolventei, Compania a sistat, incepand cu data de 9 mai 2016, aplicarea prevederilor art. 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 achita lunar catre CET Govora bonusul de cogenerare cuvenit de aceasta.

Prin Decizia civila nr. 2430/05.10.2016, inalta Curte de Casatie si Justitie a admis recursul declarat de ANRE impotriva Sentintei civile nr. 3185/27.11.2015, a casat in parte sentinta atacata si a respins cererea de suspendare formulata de CET Govora. Astfel, incepand cu data de 05.10.2016, efectele Deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014 nu mai sunt suspendate, producand 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 insolventei, in sensul retinerii bonusului datorat CET Govora SA pana la concurenta sumelor aferente schemei de sprijin neachitate Companiei.

• Scaderea soldului furnizorilor de imobilizari la 31 decembrie 2018 fata de 31 decembrie 2017 s-a datorat achitarii furnizorilor de echipamente, lucrari si servicii pentru proiectele de investitii.

• Datoriile catre furnizori alte activitati sunt reprezentate in principal de datoriile aferente serviciilor prestate de catre terti, neajunse la scadenta, datorii care au inregistrat o crestere fata de 31 decembrie 2017.

Structura datoriilor inregistrate in "alte datorii" se prezinta astfel:

	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
Creditori diversi	24.983.402	31.958.422
Clienti-creditori	55.729.127	20.823.604
Dividende de plata	67.657.910	2.414.333
Alte datorii	11.578.126	9.269.947
Total	159.948.565	64.466.306

La data de 31 decembrie 2018, pozitia "Creditori diversi" in suma de 24.983.402 reprezenta in principal, pozitia neta a schemei de sprijin privind cogenerarea de inalta eficienta care, la data de 31 decembrie 2018 inregistreaza pozitie de datorie in suma de 23.804.879 (31 decembrie 2017: 30.451.865), in crestere fata de 31 decembrie 2017 ca urmare a cresterii valorii contribuţiei pentru cogenerarea de înaltă eficienţă.

Pozitia neta a schemei de sprijin reprezinta diferenta dintre:

• valoarea contributiei de colectat de la furnizorii consumatorilor de energie electrica, valoarea supracompensarii activitatii de producere a energiei electrice si termice in cogenerare de inalta eficienta, bonusul necuvenit de incasat de la producatori, conform deciziilor ANRE, pe de-o parte, si
• valoarea bonusului de cogenerare, a antesupracompensarii si a bonusului neacordat 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 2018, sunt in suma de 55.729.127, din care 4.048.160 reprezinta sume incasate in avans de la MAVIR si 51.056.783 sume incasate in avans de la OPCOM, in cadrul tranzactiilor aferente mecanismului de cuplare prin pret.

La 31 decembrie 2018, dividendele cuvenite actionarilor Companiei si neplatite sunt in suma de 67.657.910, din care suma de 395.797 este aferenta dividendelor repartizate din profitul anului 2015, suma de 241.241 este aferenta dividendelor repartizate din profitul anului 2016, suma de 315.013 este aferenta dividendelor distribuite din soldul contului "Alte rezerve - Surse proprii de finantare constituite din profit", in baza Hotararii AGA nr. 11/16.10.2017 si suma de 66.705.859 este aferenta dividendelor distribuite din rezultatul reportat, in baza Hotararii AGA nr. 15/14.12.2018, avand data de 25.01.2019 ca termen de incepere a platii dividendelor.

Aceste sume se afla la dispozitia actionarilor prin intermediul agentului de plata.

Alte datorii in suma de 11.578.127 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 10.978.922.

Provizioane

La 31 decembrie 2018 si 31 decembrie 2017 situatia provizioanelor se prezinta astfel:

	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
Provizioane pentru litigii	62.297.305	2.992.215
Provizioane pentru contracte mandat	33.132.184	38.498.154
Provizioane fond participare salariati profit	44.799	44.799
Alte provizioane	83.225	10.019
TOTAL	95.557.513	41.545.187

Provizioanele in sold la data de 31 decembrie 2018 se prezinta astfel:

	Provizioane pentru litigii	Provizioane pentru plata pe baza de actiuni	Provizioane fond participare salariati profit	Alte provizioane
Sold la 1 ianuarie 2018	2.992.215	38.498.154	44.799	10.019
Cresterea provizioanelor (contul de profit si pierdere)	59.330.694	-	-	82.855
Descresterea provizioanelor (contul de profit si pierdere)	(25.604)	5.365.970	-	(9.649)
Cresterea provizioanelor (AERG)	-	-	-
Descresterea provizioanelor (AERG)	-	-	-	-
Sold la 31 decembrie 2018	62.297.305	33.132.184	44.799	83.225

14. DATORII COMERCIALE SI ALTE DATORII (continuare)

Provizioanele pentru litigii aflate in sold la 31.12.2018, in suma de 62.297.305, sunt reprezentate in principal de provizioanele constituite pentru urmatoarele litigii:

Compania a depus la data de 01.07.2017 o cerere de chemare in judecata, privind emiterea unei ordonante de plata, actiune ce face obiectul dosarului nr. 24552/3/2017, aflat pe rolul Tribunalului Bucuresti, Sectia a VI –a Civila, solicitand instantei sa pronunte o hotarare prin care sa oblige debitoarea ASITO KAPITAL SA, la plata sumei de 7.058.773,36 Euro, (echivalentul sumei de 31.180.857,96 lei) reprezentând polite de garantare pentru plata avansului nr. BR – 1500544/18.11.2015 si nr. BR – 1500520/29.07.2015.

Solutia pe scurt: Admite cererea. Ordonă debitoarei să plătească în termen de 20 de zile de la comunicarea prezentei hotărâri suma de 2.237.750,83 euro (echivalentul sumei de 9.948.592,64 lei la cursul de 4,4458 euro) reprezentând avans nerestituit şi garantat prin scrisoarea de garanţie pentru plata avansului nr. BR-1500544/18.11.2015 precum şi suma de 4.821.022,53 euro (echivalentul sumei de 21.233.265,32 lei la cursul de 4,4041 lei/euro) reprezentând avans nerestituit şi garantat prin scrisoare de garanţie pentru plata avansului nr. BR-1500520/29.07.2015; 200 lei cu titlu de cheltuieli de judecată. Cu drept de cerere în anulare în termen de 10 zile de la comunicare.

Hotarârea 4067/07.11.2017 a fost redactata si comunicata ambelor parti la data de 17.10.2018.

La data de 01.11.2018, Hotarârea 4067/07.11.2017 a fost legalizata si a fost inaintata BEJ Raileanu in vederea punerii in executare a titlului executoriu.

In data de 06.11.2018, ASITO KAPITAL SA a achitat Companiei suma de 31.181.857,96 astfel:

• suma de 21.233.265,32 - conform Hotarare Civila nr. 4067/2017 (4.821.022,53 EUR la cursul de 4,4041);

• suma de 9.948.592,64 - conform Hotarare Civila nr. 4067/2017 (2.237.750,83 EUR la cursul de 4,4458).

La data 26.10.2018, ASITO KAPITAL SA a formulat in termenul legal cerere in anulare impotriva Hotarârii 4067/2017. Avand in vedere cererea in anulare formulata de ASITO KAPITAL SA impotriva Hotarârii 4067/2017, Compania a constituit un provizion pentru litigii in suma de 31.180.858.

Mentionam ca in dosarul nr. 35865/3/2018 (dosar vechi nr. 24552/3/2017) termenul de judecata fixat pentru solutionarea cererii in anulare a ordonantei de plata prin care a fost dispusa restituirea sumei de 31,2 mil. lei a fost stabilit la data de 19.02.2019. Amanare pronuntare : 20.03.2019.

La data de 02.11.2018, pe rolul Tribunalului Bucuresti – Sectia a VI-a civila – a fost inregistrata o noua cerere de chemare în judecată formulata de Conaid Company SRL, in dosarul nr. 36755/3/2018, prin care reclamanta a solicitat instanţei sa dispuna obligarea Transelectrica SA la "repararea prejudiciului cauzat reclamantei, ca urmare a neexecutarii culpabile a obligatiilor de catre parata, in cuantum de 17.216.093,43 lei, constand in paguba efectiv suferita si beneficiul nerealizat, estimat provizoriu la 100.000 euro... avand in vedere refuzul nejustificat al Transelectrica SA de a incheia si semna un act aditional la Contractul nr.C154/27.04.2012, si in situatia in care instanta va considera ca, din punct de vedere formal, nu poate fi considerata indeplinita de catre reclamanta obligatia vizand conditiile suspensive, aceasta neexecutare se datoreaza culpei exclusive a Transelectrica SA, parata impiedicand indeplinirea conditiilor". Termen de judecata: 09.04.2019 (a se vedea Nota 24).

Dosarul nr. 2494/115/2018* inregistrat pe rolul Tribunalului Caras Severin. Prin cererea de chemare in judecata, reclamantul Municipiul Resita solicita obligarea paratei CNTEE Transelectrica SA la plata urmatoarelor sume:

• 2.129.765,86 lei, reprezentand chiria pentru suprafata de teren ocupata temporar din fondul forestier aferenta anului 2015;

• 2.129.765,86 lei, reprezentand chirie teren aferenta anului 2016;

• 2.129.765,86 lei, reprezentand chirie teren aferenta anului 2018;

• dobanda legala penalizatoare de la scadenta si pana la plata efectiva;

• cheltuieli de judecata.

Compania a constituit un provizion pentru litigiul cu Municipiul Resita in suma de 6.389.298.

Dosarul nr.2434/115/2018* reinregistrat pe rolul Tribunalului Bucuresti - sectia a VI-a Civila. Prin cererea de chemare in judecata, reclamanta Regia Nationala a Padurilor Romsilva - Directia Silvica Caras Severin solicita obligarea paratei CNTEE Transelectrica SA la plata urmatoarelor sume:

• 2.433.608,52, chirie anuala ocupare temporara teren din fondul forestier national + penalitati de intarziere de la data scadentei chiriei 31.01.2018 si pana la plata efectiva si integrala a acestora;

• 304.298,47, cval.scoatere definitiva din fondul forestier national suprafata teren, cval pierderii de crestere exploatare masa lemnoasa + penalitati de intarziere calculate de la data de 10.05.2015 si pana la plata efectiva si integrala a acestora.

Cauza a facut obiectul dosarul 2434/115/2018, aflat pe rolul Tribunalului Caras Severin.

La data de 29.11.2018, Tribunalul Caras Severin a pronuntata sentinta nr.3326/2018, prin care a dispus urmatoarele: "Admite excepţia de necompetenţă teritorială a Tribunalului Caraş-Severin. Declină competenţa de soluţionare a cererii de chemare în judecată formulată de către reclamanta RNP-Romsilva, Direcţia Silvică Caraş-Severin împotriva pârâtelor Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA şi Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA - Sucursala de Transport Timişoara. Definitivă. Pronunţată în şedinţa publică din data de 29.11.2018."

Dosarul a fost inregistrat pe rolul Tribunalului Bucuresti - sectia a IV-a Civila, cu nr.2434/115/2018, care, la data de 22.01.2019, a pronuntat urmatoarea incheiere: "Admite excepţia necompetenţei funcţionale. Dispune înaintarea dosarului Secţiei a VI-a Civilă a Tribunalului Bucureşti, spre competentă soluţionare. Fără cale de atac. Pronunţată în şedinţă publică, azi, 22.01.2019."

Dosarul a fost reinregistrat pe rolul Tribunalului Bucuresti - sectia a VI-a Civila, cu nr.2434/115/2018*, care, la data de 13.02.2019, a pronuntat urmatoarea incheiere: "Admite excepţia necompetenţei materiale procesuale a Tribunalului Bucureşti-Secţia a VI-a Civilă, invocată din oficiu. Declină competenţa de soluţionare a cauzei în favoarea Tribunalului Bucureşti-Secţia a IV-a Civilă, căreia i se va înainta dosarul de îndată. Constată ivit conflictul negativ de competenţă, suspendă judecata cauzei şi înaintează dosarul Curţii de Apel Bucureşti în vederea soluţionării conflictului. Fără cale de atac. Pronunţată în şedinţă publică, azi, 13.02.2019."

Compania a constituit un provizion pentru litigiul cu Regia Nationala a Padurilor Romsilva - Directia Silvica Caras Severin in suma de 2.737.907.

Litigiul 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 cheltuieli de judecata in suma de 37.828 (vezi Nota 24 iii).

Alte provizioane in suma de 83.225 sunt reprezentate de provizioane inregistrate pentru concedii de odihna neefectuate.

La 31 decembrie 2018, Compania a inregistrat un provizion in suma de 33.132.184 (38.498.154 la 31 decembrie 2017) pentru componenta anuala variabila cuvenita membrilor Directoratului si Consiliului de Supraveghere (vezi Nota 26).

Provizionul in suma de 44.799 este reprezentat in principal de provizionul constituit pentru participarea salariatilor la profitul aferent exercitiilor financiare 2013, 2015 si 2016, sume neacordate pana la data de 31.12.2018.

15. IMPOZITUL PE PROFIT

Impozitul pe profit pentru anii 2018 si 2017 se prezinta dupa cum urmeaza:

	2018	2017
Cheltuiala cu impozitul pe profit curent	(14.308.670)	(23.756.672)
Venit net din impozitul pe profit amanat	2.547.714	5.149.451
Total	(11.760.956)	(18.607.221)

Impozitul pe profit curent si amanat al Companiei pentru anii 2018 si 2017 este determinat la o rata statutara de 16%, fiind in vigoare in anul 2018 si in anul 2017.

Reconcilierea cotei efective de impozitare:

	2018	2017
Rezultatul inainte de impozitul pe profit	52.023.848	52.023.848
Impozit pe profit la rata statutara la o rata de 16%	15.297.927	8.323.816
Efectul cheltuielilor nedeductibile	17.983.972	38.443.660
Efectul veniturilor neimpozabile	(10.620.640)	(22.983.684)
Rezerva din reevaluare taxabila	3.308.216	3.734.828
Rezerva legala	(764.896)	(416.191)
Impozit pe profit scutit	(8.947.753)	(2.112.173)
Alte efecte	(1.948.156)	(6.383.035)
Total	(14.308.670)	(18.607.221)

15. IMPOZITUL PE PROFIT (continuare)

Tabelul de miscare privind datoria cu impozitele amanate in 2018 si 2017 se prezinta dupa cum urmeaza:

	Sold la	Recunoscut	Recunoscut	Sold la	Recunoscut	Recunoscut	Sold la
Elemente	1 ianuarie 2017	in profit si pierdere	direct in AERG	31 decembrie 2017	in profit si pierdere	direct in AERG	31 decembrie 2018
Imobilizari corporale - durate de viata	4.319.881	487.242	-	4.807.123	1.284.842	-	6.091.965
Imobilizari corporale – rezerve din reevaluare	37.576.121	(3.605.915)	-	33.970.206	(3.217.205)	33.611.851	64.364.853
Imobilizari corporale finantate din subventii	(1.606.199)	(509.471)	-	(2.115.670)	(271.637)	-	(2.387.307)
Obligatiile privind beneficiile angajatiilor	(2.072.398)	(1.013.028)	-	(3.085.426)	50.623	-	(3.034.803)
Estimat interconexiune	(1.245.649)	(517.551)	-	(1.763.200)	(394.338)	-	(2.157.538)
Provizioane	(6.776.753)	-	-	(6.776.753)	-	-	(6.776.753)
Impozit (activ)/datorie	30.195.003	(5.158.723)	-	25.036.280	(2.547.714)	33.611.851	56.100.417

Impozitul amanat consta din:

	Activ		Datorie		Net
	31-dec-18	31-dec-17	31-dec-18	31-dec-17	31-dec-18	31-dec-17
Imobilizari corporale - durate de viata	(1.790.574)	(1.244.583)	7.882.539	6.051.706	6.091.965	4.807.123
Imobilizari corporale – rezerve din reevaluare	(4.225.723)	(3.605.916)	68.590.575	37.576.121	64.364.852	33.970.205
Imobilizari corporale finantate din subventii	(2.694.746)	(2.140.227)	307.439	24.557	(2.387.307)	(2.115.670)
Obligatiile privind beneficiile angajatiilor	(3.034.803)	(3.085.426)	-	-	(3.034.803)	(3.085.426)
Estimat interconexiune	(2.157.538)	(1.763.200)	-	-	(2.157.538)	(1.763.200)
Provizioane	(6.776.753)	(6.776.752)	-	-	(6.776.753)	(6.776.753)
Impozit net (activ)/datorie	(20.680.135)	(18.616.104)	76.780.552	43.652.384	56.100.417	25.036.280

16. REZULTATUL PE ACTIUNE

La 31 decembrie 2018 si la 31 decembrie 2017 rezultatul pe actiune este:

	2018	2017
Rezultatul exercitiului financiar	81.303.373	28.267.175
Numarul de actiuni ordinare la inceputul si sfarsitul perioadei	73.303.142	73.303.142
Rezultatul de baza si diluat pe actiune (lei/actiune)	1,109	0,3856

17. ALTE IMPOZITE SI OBLIGATII PENTRU ASIGURARILE SOCIALE

La 31 decembrie 2018 si 31 decembrie 2017, alte impozite si obligatii pentru asigurarile sociale cuprind:

	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
Contributia la fondurile de asigurari sociale	7.290.426	5.097.678
Impozit pe salarii	1.591.088	1.913.700
Alte impozite de plata	1.170.942	1.676.814
Total	10.052.456	8.688.192

La 31 decembrie 2018, Compania inregistreaza obligatii de plata pentru contributiile la fondurile de asigurari sociale, impozit pe salarii si alte impozite, care au fost achitate in luna ianuarie 2019.

De asemenea, Compania inregistreaza la data de 31 decembrie 2018 si impozit pe dividende in suma de 90.586, impozit cu termen de plata in luna ianuarie 2019.

18. 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, alocarea capacitatii de interconexiune, servicii de operare a pietei de echilibrare si alte venituri.

Tarifele aprobate de ANRE pentru serviciile prestate pe piata de energie electrica se prezinta astfel:

	Tarif mediu pentru serviciul de transport	Tarif pentru servicii de sistem tehnologice	Tarif pentru servicii de sistem functionale
Ordin nr. 108/20.06.2018 pentru perioada 01 iulie – 31 decembrie 2018	18,13	10,44	1,11
Ordin nr. 122/19.12.2017 pentru perioada 01 ianuarie – 30 iunie 2018	16,86	12,06	1,11
Ordin nr. 48/22.06.2017 pentru perioada 01 iulie – 31 decembrie 2017	16,86	9,39	1,11
Ordin nr. 27/22.06.2016 pentru perioada 01 ianuarie – 30 iunie 2017	18,70	11,58	1,30

Tariful mediu de transport al energiei electrice are doua componente: tariful pentru introducerea de energie electrica in retea (TG) si tariful pentru extragerea energiei electrice din retea (TL).

Tarifele zonale aferente serviciului de transport pentru introducerea de energie electrica in retea (TG) si pentru extragerea de energie electrica din retea (TL) au fost aprobate prin Ordinul ANRE nr. 108/2018, incepand cu data de 01 iulie 2018.

Cantitatea de energie electrica livrata consumatorilor la care s-au aplicat tarifele pentru serviciile prestate pe piata de energie electrica, se prezinta astfel:

	2018	2017
Cantitatea de energie electrica livrata consumatorilor (MWh)	55.775.645	54.753.325

Veniturile din exploatare realizate in anii 2018 si 2017 se prezinta astfel:

	2018	2017
Venituri din serviciul de transport	973.612.932	970.693.550
Venituri din alocarea capacitatii de interconexiune	81.713.395	75.726.834
Venituri din energia reactiva	5.499.392	6.316.668
Venituri din Inter TSO Compensation (ITC)	3.098.100	1.106.452
Venituri din tranzactii CPT	5.913.197	785.608
Venituri din serviciul de transport - total	1.069.837.016	1.054.629.112
Venituri din servicii de sistem functionale	61.942.936	65.979.920
Venituri din servicii de sistem tehnologice	637.496.564	582.329.914
Venituri cu schimburi neplanificate pe PZU	1.907.911	2.436.720
Venituri din ajutoare de avarie	274.306	0
Venituri din servicii de sistem – total	701.621.717	650.746.554
Venituri pe piata de echilibrare	903.865.423	1.304.613.489
Alte venituri	46.371.626	50.327.846
Total venituri	2.721.695.782	3.060.317.001

Venituri din serviciul de transport

Veniturile din serviciul de transport au inregistrat o crestere in anul 2018 comparativ cu anul 2017 cu suma de 2.919.382, determinata de cresterea cantitatii de energie electrica livrata consumatorilor in anul 2018 fata de anul 2017, cu 1,87%, respectiv cu 1.022.320 MWh, in conditiile diminuarii tarifelor aprobate de ANRE (cf. tabelului privind tarifele aprobate de ANRE pentru perioadele analizate, prezentat anterior). Astfel, tariful calculat ca medie a tarifelor pentru anul 2018 – 17,50 lei/MWh a fost mai mic cu 1,58% fata de tariful calculat ca medie a tarifelor pentru anul 2017 – 17,78 lei/MWh.

Venituri din alocarea capacitatii de interconexiune

In anul 2018 veniturile din alocarea capacitatii de interconexiune au inregistrat o crestere fata de anul 2017, in suma de 5.986.561, corespunzator nivelului de utilizare a disponibilitatilor capacitatii de interconexiune de catre traderii de pe piata de energie electrica.

Piata de alocare a capacitatilor de interconexiune este fluctuanta, preturile evoluand functie de cererea si necesitatea participantilor pe piata de energie electrica de a achizitiona capacitate de interconexiune.

Mecanismul de alocare a capacitatii de interconexiune consta in organizarea de licitatii anuale, lunare, zilnice si intrazilnice. Cele anuale, lunare si intrazilnice sunt explicite - se liciteaza doar capacitate de transport, iar cele zilnice cu Ungaria sunt implicite - se aloca simultan cu energia si capacitatea, prin mecanismul de cuplare.

Infiintarea, incepand cu data de 19 noiembrie 2014, a bursei regionale de energie de catre Romania, Ungaria, Cehia si Slovacia presupune ca aceste patru tari sa ajunga 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 MAVIR, prin mecanism comun, in baza unui acord bilateral.

Incepand cu anul 2016, s-a implementat principiul UIOSI pe granita cu Bulgaria, iar incepand cu anul 2017 si pe granita cu Serbia. Potrivit acestui principiu, participantii care nu folosesc capacitatea castigata la licitatiile anuale si lunare sunt remunerati (de catre Transelectrica) pentru capacitatea respectiva. Capacitatea neutilizata se vinde ulterior in cadrul licitatiilor zilnice. Pe granita cu Ungaria sensul este invers, in sensul ca MAVIR remunereaza participantii pentru capacitatile neutilizate.

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 Inter TSO Compensation (ITC)

Veniturile din ITC au fost mai mari in anul 2018 comparativ cu anul 2017 cu suma de 1.991.648, in principal, datorita inregistrarii de venituri mai mari in lunile martie, aprilie si iunie 2018. Suplimentar incasarilor pentru schimburile de energie programate cu tarile perimetrice, in cazul acestor luni s-au inregistrat incasari si in decontarile lunare aferente, in loc de costuri, ca urmare a diminuarii exporturilor/importurilor nete din/in SEN, respectiv a cresterii tranzitelor de energie prin SEN. De asemenea, calculele decontarilor lunare pentru compensarea intre OTS sunt influentate si de schimburile de energie dintre celelalte tari.

Venituri din tranzactii CPT

Veniturile din tranzactii CPT au fost mai mari in anul 2018 comparativ cu anul 2017 cu suma de 5.127.589, datorita inregistrarii in anul 2018 de venituri din tranzactii CPT pe Piata de Echilibrare, ca urmare a intrarii in vigoare incepand cu data de 18.01.2018 a Contractului de "Achizitie de energie electrica pentru acoperirea dezechilibrelor de la cantitatile notificate aferente pierderilor tehnologice de energie electrica in retelele electrice de transport prin transferul responsabilitatii echilibrarii", incheiat intre CNTEE Transelectrica SA si CIGA ENERGY SA, prin care s-au redus preturile de achizitie a energiei de pe piata de echilibrare.

Venituri din servicii de sistem functionale

In anul 2018 veniturile din serviciile de sistem functionale au inregistrat o scadere cu suma de 4.036.984 comparativ cu anul 2017, determinata de diminuarea tarifului aprobat de ANRE pentru aceste servicii (cf. tabelului privind tarifele aprobate de ANRE pentru perioadele analizate, prezentat anterior).

Venituri din servicii de sistem tehnologice

Veniturile din serviciile de sistem tehnologice au inregistrat o crestere in anul 2018 comparativ cu anul 2017 cu suma de 55.166.650, determinata atat de de cresterea cantitatii de energie electrica livrata consumatorilor cu 1,87%, cat si de cresterea tarifului aprobat de ANRE pentru aceste servicii (cf. tabelului privind tarifele aprobate de ANRE pentru perioadele analizate, mai sus prezentat).

In anul 2018, veniturile din serviciile de sistem tehnologice au fost mai mici cu suma de 40.228.545 comparativ cu cheltuielile privind achizitia serviciilor de sistem tehnologice realizate. Pierderea a fost cauzata atat de scaderea veniturilor din serviciile de sistem tehnologice, datorita diminuarii tarifului aprobat de ANRE incepand cu 01 iulie 2018 (de la 12,06 lei/MWh la 10,44 lei/MWh), cat si de majorarea cheltuielilor privind serviciile de sistem tehnologice, in conditiile cresterii pretului de achizitie a RS (rezerva secundara) si RTL (rezerva tertiara lenta) de pe piata concurentiala si a cresterii pretului energiei electrice la nivelul pietei nationale.

Aceasta suma diminueaza profitul brut al Companiei inregistrat la data de 31 decembrie 2018.

Venituri pe piata de echilibrare

Veniturile realizate pe piata de echilibrare au inregistrat o diminuare in anul 2018 fata de anul 2017 cu suma de 400.748.066, determinata de:

• scaderea dezechilibrului negativ inregistrat la nivelul furnizorilor de energie electrica pe piata de echilibrare, respectiv scaderea dezechilibrului dintre pozitia neta contractuala notificata si energia efectiv livrata, in anul 2018 comparativ cu anul 2017;
• gradul mare de impredictibilitate si volatilitate al productiei din surse regenerabile (in special eoliana);
• evolutia hidraulicitatii;
• modul de realizare a contractarii pe pietele anterioare pietei de echilibrare si participarea redusa pe piata zilei urmatoare si piata intrazilnica de energie electrica;
• caracterul de exceptie al evolutiei pietei de echilibrare in luna ianuarie 2017 cand s-a inregistrat o crestere semnificativa a dezechilibrelor de consum ale partilor responsabile cu echilibrarea, determinata de cresterea pretului de deficit inregistrat pe piata de echilibrare. Ca urmare a crizei energetice din Romania, precum si din Europa, creata de temperaturile foarte scazute in comparatie cu media climatologica a lunii ianuarie, coroborat cu prelungirea perioadei indisponibilitatii centralelor electrice de producere importante, piata de energie electrica s-a confruntat in luna ianuarie 2017 cu o situatie deosebita, a carei consecinta a fost cresterea brusca a preturilor pe Piata pentru Ziua Urmatoare, Piata Intrazilnica si pe Piata de Echilibrare. Astfel, in luna ianuarie 2017 veniturile realizate pe piata de echilibrare au fost in suma de 426.519.121 fata de luna ianuarie 2018 cand veniturile realizate pe piata de echilibrare au fost in suma de 40.929.040.

Piata de echilibrare reprezinta un segment de activitate cu profit zero la nivelul Companiei.

19. CHELTUIELI PENTRU OPERAREA SISTEMULUI SI DIN PIATA DE ECHILIBRARE

Cheltuielile pentru operarea sistemului si din piata de echilibrare realizate in anii 2018 si 2017 se prezinta astfel:

	2018	2017
Cheltuieli privind consumul propriu tehnologic	252.675.187	206.992.035
Cheltuieli cu congestiile	8.217.678	241.042
Cheltuieli privind consumul de energie electrica in statiile RET	17.235.276	14.411.115
Cheltuieli privind serviciile de sistem functionale	15.463.387	16.336.006
Cheltuieli cu Inter TSO Compensation (ITC)	15.280.521	19.936.533
Total cheltuieli operationale	308.872.049	257.916.731
Cheltuieli privind serviciile de sistem tehnologice	677.725.109	661.323.176
Cheltuieli privind piata de echilibrare	903.865.423	1.304.613.489
Total	1.890.462.581	2.223.853.396

Cheltuieli privind consumul propriu tehnologic

Acestea reprezinta cheltuieli cu achizitia de energie electrica de pe piata libera de energie electrica, respectiv Piata Centralizata a Contractelor Bilaterale (PCCB), Piata pentru Ziua Urmatoare (PZU), Piata de Echilibrare (PE) si Piata Intrazilnica (PI) pentru acoperirea consumului propriu tehnologic (CPT) in RET.

In anul 2018 cheltuielile privind consumul propriu tehnologic au fost mai mari cu suma de 45.683.152 comparativ cu cele inregistrate in anul anul 2017, datorita cresterii cantitatii de energie electrica pentru acoperirea consumului propriu tehnologic in reteaua de transport si a majorarii pretului mediu de achizitie al energiei electrice necesare acoperirii CPT in RET.

Cheltuieli privind congestiile

Congestiile (restrictiile de retea) sunt solicitari de transport al energiei electrice peste limitele de capacitate tehnica ale retelei, fiind necesare actiuni corective din partea operatorului de transport si de sistem si apar in 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 functionarea unui sistem electroenergetic.

In anul 2018 s-au inregistrat cheltuieli cu congestiile in suma de 8.217.678, fiind mai mari fata de cele inregistrate in anul 2017 cu suma de 7.976.636, dupa cum urmeaza:

• in luna februarie s-au inregistrat cheltuieli cu congestiile in suma de 5.234.582, determinate de conditiile de vreme dificila (viscol, ger) inregistrate in zona Dobrogea, care au declansat o avarie pe LEA 400 kV Constanta Nord – Tariverde. Defectul pe linie a constat in ruperea lantului dublu de izolatoare pe faza R la stalpul nr. 7 si caderea la pamant a conductorului activ. In aceste conditii, pentru respectarea criteriului de siguranta N-1 in perioada retragerii din exploatare accidentale a LEA 400 kV Constanta Nord – Tariverde, s-a dispus reducerea productiei in CEED din zona Dobrogea, Sectiunea 6 si zona Tulcea – Tariverde, la valori sub puterea notificată. Cantitatea totala de energie redusa pe congestie pana la redarea in exploatare a liniei a fost de 19.766 MWh;
• in luna aprilie 2018 s-au inregistrat cheltuieli cu congestiile in suma de 154.595, determinate de respectarea criteriului de siguranta N-1 la retragerea planificata a LEA de interconexiune 400 kV Rosiori – Mukacevo;
• in luna iulie s-au inregistrat cheltuieli cu congestiile in suma de 3.448, determinate de reducerea suprasarcinii pe AT3 400 MVA, 400/220 kV Brazi Vest, pentru asigurarea criteriului de siguranta N–1, in conditiile functionarii CECC Petrom la 738 MW, a retragerii din exploatare programata a LEA 400 kV Brazi Vest – Darste si a declansarii LEA 400 kV Brazi Vest – Domnesti (AT3 – 400 MVA Brazi Vest ramanand singura cale de evacuare in sistem a productiei TG1 si a TA CECC Petrom, care sunt racordate la nivelul de tensiune de 400 kV);
• in luna septembrie s-au inregistrat cheltuieli cu congestiile in suma de 609.824 lei, determinate de asigurarea criteriului de siguranta N–1 la retragerea planificata din exploatare a LEA 400 kV Rosiori – Mukacevo;
• in luna octombrie s-au inregistrat cheltuieli cu congestiile in suma de 1.258.227, determinate de asigurarea criteriului de siguranta N–1 in Sectiunea S4 la retragerea planificata din exploatare a LEA 400 kV Rosiori – Mukacevo, la solicitarea OTS-ului ucrainian si de asigurarea criteriului de siguranta N–1 in Sectiunea S4 la retragerea planificata din exploatare a LEA 400 kV Iernut – Sibiu Sud;
• in luna noiembrie s-au inregistrat cheltuieli cu congestiile in suma de 957.002, determinate de asigurarea criteriului de siguranta N–1 in conditiile indisponibilizarii LEA 110 kV Medgidia Sud - Basarabi circuitele 1 si 2 si de asigurarea criteriului de siguranta N–1 la retragerea planificata din exploatare a LEA 400 kV Iernut – Sibiu Sud.

Cheltuieli privind consumul de energie electrica in statiile RET

In vederea desfasurarii activitatii de transport a energiei electrice in statiile electrice si operarii Sistemului Electroenergetic National in conditii de siguranta, CNTEE Transelectrica SA trebuie sa achizitioneze energie electrica pentru acoperirea consumului aferent serviciilor interne din statiile electrice de inalta tensiune ce se afla in administrarea Companiei, respectiv consumul aferent serviciilor interne din cele 81 de statii electrice, pentru fiecare loc de consum.

Aceste cheltuieli au inregistrat o crestere de 2.824.161 in anul 2018 comparativ cu anul 2017, determinata de evolutia crescatoare a preturilor la energia electrica ce a avut loc in anul 2018.

Cheltuieli privind serviciile de sistem functionale

Cheltuielile privind serviciile de sistem functionale reprezinta schimburile internationale necontractate de energie electrica cu tarile vecine si cheltuielile cu schimburile neplanificate pe piata zilei urmatoare (PZU).

Aceste cheltuieli au inregistrat o diminuare in anul 2018 fata de anul 2017 in suma de 872.619, determinata, in principal, de diminuarea cheltuielilor pe piata zilei urmatoare privind schimburile neplanificate (exporturi) de energie electrica cu tarile vecine interconectate la SEN.

Cheltuieli cu Inter TSO Compensation (ITC)

Cheltuielile cu ITC, in suma de 15.280.521, reprezinta obligatiile lunare de plata/drepturile de incasare pentru fiecare operator 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 cele 35 de tari care au aderat la acest mecanism din cadrul ENTSO-E. In anul 2018 aceste cheltuieli au fost mai mici cu 4.656.012 fata de anul 2017.

Cheltuieli privind serviciile de sistem tehnologice

Serviciile de sistem tehnologice sunt achizitionate de Companie 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 tehnice in vigoare.

Contractarea acestor servicii se realizeaza:

• in regim reglementat, in baza Hotararilor de Guvern si a Deciziilor Autoritatii Nationale de Reglementare in Domeniul Energiei (ANRE);

- prin mecanisme concurentiale.

In anul 2018 s-au achizitionat servicii de sistem tehnologice in regim reglementat potrivit Deciziilor ANRE nr. 906/2017 si nr. 1001/1440/2018 (de la Hidroelectrica SA), Deciziei ANRE nr. 655/2018 (de la Hunedoara SA), precum si potrivit HG nr. 760/11.10.2017 prin care s-a aprobat "Programul de iarna in domeniul energetic pentru asigurarea functionarii in conditii de siguranta si stabilitate a SEN".

Cheltuielile privind serviciile de sistem tehnologice au inregistrat o crestere in anul 2018 comparativ cu anul 2017, in suma de 16.401.933, determinata, in principal, de cresterea preturilor de achizitie a serviciilor de sistem tehnologice de pe piata concurentiala, consecinta a cresterii pretului energiei electrice pe piata nationala de energie electrica.

O influenta importanta in cresterea costului de achizitie a STS pe piata concurentiala a fost generata si de nivelul extrem de ridicat de concentrare a pietei serviciilor de sistem tehnologice pe fiecare tip de serviciu (rezerva secundara, rezerva tertiara rapida, rezerva tertiara lenta). Aceasta concentrare a pietei a creat conditii prielnice pentru manifestarea si exercitarea puterii de piata conferite anumitor participanti de pozitiile dominante detinute (Hidroelectrica SA pe RS si RTR, Romgaz pe RTL).

CNTEE Transelectrica SA refactureaza valoarea serviciilor de sistem tehnologice achizitionate de la producatori catre furnizorii de energie electrica licentiati de ANRE, care beneficiaza in final de aceste servicii.

Cheltuieli privind piata de echilibrare

Cheltuielile privind piata de echilibrare realizate in anul 2018 au fost in suma de 903.865.423, urmand evolutia prezentata la capitolul Venituri pe piata de echilibrare.

Aceste cheltuieli rezulta in urma notificarilor/realizarilor participantilor pe aceasta piata, fiind acoperite integral de veniturile din piata de echilibrare.

20. CHELTUIELI CU PERSONALUL

i) Cheltuieli cu personalul

	2018	2017
Cheltuieli cu salariile personalului	164.536.038	127.077.882
Cheltuieli sociale	8.001.575	6.224.282
Cheltuieli cu tichetele acordate salariatilor	9.019.044	8.522.379
Cheltuieli privind participarea salariatilor la profitul obtinut in anul
precedent	0	6.443.745
Cheltuieli aferente contractului de mandat si a altor comitete, comisii	2.228.191	1.722.908
Cheltuieli privind asigurarile si protectia sociala	9.029.974	36.753.427
Provizioane constituite pentru cheltuieli salariale si asimilate	(5.287.276)	(9.068.671)
Alte cheltuieli	1.021.211	899.259
Total	188.548.757	178.575.211

Cheltuielile cu personalul realizate in anul 2018 inregistreaza o crestere comparativ cu anul 2017, determinata, in principal, de masurile fiscale prevazute in OUG 79/2017 privind modificarea si completarea Legii 227/2015 privind Codul fiscal si de provizioanele constituite pentru cheltuieli salariale si asimilate.

ii) Numarul mediu de salariati

La 31 decembrie 2018 si 31 decembrie 2017 numarul mediu al angajatilor cu contract individual de munca pe durata nedeterminata se prezinta astfel:

	2018	2017
Numar mediu salariati	2.102	2.063

21. ALTE CHELTUIELI DIN EXPLOATARE

	2018	2017
Alte cheltuieli cu serviciile executate de terti	53.963.806	48.979.955
Cheltuieli postale si taxe de telecomunicatii	931.711	1.191.817
Cheltuieli cu chiriile	8.599.282	8.331.468
Cheltuieli (nete) de exploatare privind ajustarile pentru deprecierea activelor circulante	2.376.500	58.252.565
Alte cheltuieli, din care:	74.689.853	68.202.618
- cheltuieli (nete) privind provizioanele pentru alte cheltuieli de exploatare	28.699.330	1.164.391
- cheltuieli privind impozitele si taxele (impozit pe monopol natural, alte impozite si taxe locale)	19.090.145	17.584.603
- cheltuieli cu deplasarile	6.405.278	5.265.843
- cheltuieli privind cotizatiile internationale	4.600.919	3.121.617
- cheltuieli cu studii si cercetari	2.479.400	760.566
- cheltuieli privind energia achizionata pentru consum administrativ	2.269.288	2.189.564
- cheltuieli privind marfurile	2.193.533	3.093.953
- cheltuieli cu transportul de personal	1.112.768	1.022.807
- cheltuieli cu servicii bancare si asimilate	1.047.165	1.290.710
- cheltuieli (nete) din reevaluarea imobilizarilor corporale	929.660	0
- cheltuieli privind gazele naturale achizitionate	886.293	953.959
- cheltuieli privind calamitatile si alte evenimente ulterioare	7.728	562.711
- cheltuieli cu majorari de intarziere datorate bugetului de stat	0	24.200.846
- alte cheltuieli de exploatare	4.968.34 7	6.991.048
Total	140.561.153	184.958.423

Diminuarea acestor cheltuieli in anul 2018, comparativ cu anul 2017 a fost determinata, in principal, de diminuarea cheltuielilor (nete) de exploatare privind ajustarile pentru deprecierea activelor circulante. Astfel, in anul 2018 au fost inregistrate ajustari de depreciere a creantelor pentru clienti incerti si debitori diversi, in principal la: Eva Energy, CET Govora SA, CE Hunedoara SA, Arcelormittal Galati SA, iar in anul 2017 au fost inregistrate ajustari de depreciere a creantelor pentru clienti incerti si debitori diversi, in principal la: Elcomex IEA SA, Arelco Power SRL, Elsaco Energy SRL, Fidelis Energy SRL, Cet Govora SA, Transenergo Com SA, Eva Energy, Enol Grup SA, PetProd SRL etc.

22. REZULTAT FINANCIAR NET

	2018	2017
Venituri din dobanzi	9.722.435	5.428.137
Venituri din diferente de curs valutar	5.974.924	11.430.141
Alte venituri financiare	1.200.980	2.240.682
Total venituri financiare	16.898.339	19.098.960
Cheltuieli privind dobanzile	(19.264.897)	(21.560.125)
Cheltuieli din diferente de curs valutar	(5.886.947)	(18.659.073)
Alte cheltuieli financiare	0	0
Total cheltuieli financiare	(25.151.844)	(40.219.198)
Rezultatul financiar net	(8.253.505)	(21.120.238)

La data de 31 decembrie 2018 Compania a inregistrat un rezultat financiar net (pierdere) in suma de 8.253.506, cu 12.866.732 mai mic fata de anul 2017. Acesta a fost influentat, in principal, de inregistrarea in perioada analizata a unor cheltuieli nete cu dobanzile mai mici cu 6.589.526 fata de anul 2017, precum si 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).

Cursul mediu de schimb al monedei nationale inregistrat in anul 2018 comparativ cu cel inregistrat in anul 2017, se prezinta astfel:

Moneda	2018	2017
Lei / Euro	4,6534	4,5681
Lei / Dolar SUA	3,9416	4,0525

23. CADRUL LEGISLATIV FISCAL

Cadrul legislativ-fiscal din Romania si implementarea sa in practica se modifica frecvent si face subiectul unor interpretari diferite din partea diverselor organe de control. Declaratiile de impozit pe profit fac subiectul reviziei si corectiilor autoritatilor fiscale, in general pe o perioada de cinci ani dupa data completarii lor. Conducerea considera ca a inregistrat in mod adecvat obligatiile fiscale in situatiile financiare; totusi, persista riscul ca autoritatile fiscale sa adopte pozitii diferite in legatura cu interpretarea acestor aspecte. Impactul acestora nu a putut fi determinat la aceasta data.

24. ANGAJAMENTE SI CONTINGENTE

i) Angajamente

La 31 decembrie 2018 si la 31 decembrie 2017, Compania avea angajamente in valoare de 503.690.103 si respectiv 1.121.769.861 reprezentand in principal contracte in derulare pentru lucrari de investitii referitoare la modernizarea si retehnologizarea 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 teren 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 art.130 din Legea nr. 297/2004 privind piata de capital "majorarea capitalului social al unei societati 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 juridică externă primită de către Companie ca urmare a achiziționării serviciilor juridice de

consultanță, de asistenta si/sau de reprezentare necesare pentru majorarea capitalului social al Companiei susține că, în lipsa unor modificări sau clarificări ale cadrului legislativ, dispozitiile legislatiei general aplicabile societatilor sunt contradictorii cu dispozitiile privind majorarea la societatile reglementate de legislatia privatizarii. Prin raportare la demersurile având ca obiectiv majorarea capitalului social cu valoarea terenurilor pentru care s-au emis certificate de atestare a dreptului de proprietate, O.P.S.P.I. a comunicat Companiei că, în opinia acestei instituții, este necesar ca majorarea capitalului să se realizeze după modificarea cadrului legal.

Adunarea Generala a Actionarilor a aprobat prin Hotararea nr. 16/21.12.2018 majorarea de principiu a capitalului social al CNTEE Transelectrica SA cu aportul în natură reprezentat de valoarea unui număr de 17 terenuri pentru care Compania a obținut certificatele de atestare a dreptului de proprietate și înaintarea către Oficiul Registrului Comerțului de pe lângă Tribunalul București a propunerii de desemnare a JPA Audit și Consultanță SRL în 2 calitatea de evaluator autorizat ANEVAR pentru evaluarea în condițiile legii a aportului în natură care face obiectul majorării capitalului social.

iii) Litigii in curs

Conducerea analizeaza periodic situatia litigiilor in curs, iar in urma consultarii cu reprezentantii sai legali decide necesitatea crearii unor provizioane pentru sumele implicate sau a prezentarii acestora in situatiile financiare.

Avand in vedere informatiile existente, conducerea Companiei considera ca nu exista litigii in curs semnificative in care Compania sa aiba calitatea de parat, cu exceptia urmatoarelor litigii:

• Pe rolul Tribunalul Mehedinti – Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal a fost inregistrat dosarul nr. 3616/101/2014, avand ca obiect "pretentii in suma de 1.090.831,70, contravaloare factura nr. 1300215/31.12.2013", dosar in care Compania are calitatea de parata, reclamanta fiind Regia Autonoma pentru Activitati Nucleare – RAAN. Prin sentinta civila nr. 127 pronuntata la data de 10.10.2014, Tribunalul Mehedinti a dispus admiterea cererii formulate de Reclamanta RAAN si obligarea CNTEE Transelectrica SA la plata sumei de 1.090.831,70 lei, contravaloare factura nr. 1300215/31.12.2013.

Suma solicitata la plata reprezinta penalitati calculate de RAAN pentru bonusul cuvenit 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. 5 din Ordinul presedintelui ANRE nr.116/2013 (vezi Nota 9). Suma a fost executata silit de catre RAAN la data de 15.06.2016, conform Incheierii emisa de Biroul Executorului Judecatoresc Ailiesei si Guta in dosarul executional nr. 12105/2016.

Prin decizia civila nr. 843/2015, Curtea de Apel Craiova a respins ca lipsit de interes apelul declarat de CNTEE Transelectrica SA impotriva sentintei civile nr. 127/10.10.2014.

Împotriva deciziei nr.843/05.11.2015 pronuntatã de Curtea de Apel Craiova – Sectia a II-a Civila in sedinta publica din data de 05.11.2015, în dosarul nr. 3616/101/2014, precum si impotriva sentintei nr.127/2014, pronuntatã de Tribunalul Mehedinti – Sectia a II-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 sentintei nr.1/2015, pronuntatã de Tribunalul Mehedinti – 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 Instantei ca, prin hotararea ce o va pronunta, sa dispuna admiterea recursului asa cum a fost formulat, casarea deciziei si sentintelor atacate si trimiterea cauzei instantei competente teritorial in vederea judecarii ei, constatarea intrunirii cerintelor art. 1616-1617 Cod Civil, motiv pentru care se solicita sa se constate intervenirea compensatiei de drept a datoriilor reciproce, si stingerea acestora pana la concurenta sumei celei mai mici dintre ele, in speta suma totala solicitata 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 casarea deciziei nr. 843/2015 si a trimis cauza spre rejudecare in recurs aceleiasi instante, Curtea de Apel Craiova.

Prin decizia nr. 124/2017, Curtea de Apel Craiova a admis recursul declarat de catre Transelectrica si a casat sentinta nr. 127/2014 pronuntata de Tribunalul Mehedinti , iar cauza a fost trimisa spre rejudecare la Tribunalul Bucuresti – Sectia a VI-a Civila.Pe rolul Tribunalului Bucuresti, cauza a fost inregistratat sub nr. 40444/3/2017, care prin sentinta civila nr. 4406/04.12.2017 a dispus admiterea cererii formulate de RAAN si a obligat Transelectrica la plata sumei de 1.090.831,70 lei. Sentinta a fost atacata cu recurs. Solutia Curtii de Apel Bucuresti: Respinge recursul ca nefondat. Definitiva. Pronuntata in sedinta publica, azi 13 decembrie 2018.

Document: Hotarâre 535/2018 13.12.2018

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 penalitati 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 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 11.637.440", 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 sentinta 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.

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 cum a fost completată. Obligă pârâta la plata către reclamantă a sumei de 17.805.680, 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."

Sentinta a fost comunicata la data de 04.07.2016, conform stampilei de inregistrare a intrarii corespondentei in Transelectrica SAImpotriva sentintei s-a formulat apel. Prin Incheierea de sedinta din data de 12.01.2017 pronuntata in dosarul nr. 24206/3/2015, Curtea de Apel Bucuresti a dispus suspendarea judecării apelului până la soluţionarea definitivă a dosarului nr. 9089/101/2013/a152 aflat pe rolul Tribunalului Mehedinţi, in 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 hotararea care va fi pronuntata in dosarul nr. 9089/101/2013/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.

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 administrării de probatorii suplimentare pentru stabilirea debitelor reciproce şi 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 hotararea care va fi pronuntata in dosarul nr. 9089/101/2013/a152 aflat pe rolul Tribunalului Mehedinti.

• Pe rolul Tribunalul Bucuresti – Sectia a VI-a Civila a fost inregistrat dosarul nr. 3694/3/2016, 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 Transelectrica SA la plata sumei de 15.698.722.

In baza art.413 alin.1 pct.1 Cod procedură civilă, Tribunalul Bucuresti a dispus la data de 20.10.2016 suspendarea judecăţii cauzei până la soluţionarea definitivă a dosarului nr. 3014/2/2014 aflat pe rolul Inaltei Curti de Casatie si Justitie, avand ca obiect recurs – anulare Decizie Presedinte ANRE nr. 743/2014. Cu recurs pe toată durata suspendării. Cauza a fost repusa pe rol dupa solutionarea definitiva a dosarului nr. 3014/2/2014, insa a fost suspendata din nou la data de 31.01.2019 pana la solutionarea dosarului nr. 9089/101/2013/a152 aflat pe rolul Tribunalului Mehedinti.

• 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 86.513.431", 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 86.513.431.

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." Termen de judecata la data de 06.06.2019.

• 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 insolvenţă 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 debitoarei Regia Autonomă Pentru Activităţi Nucleare, propus de administratorul judiciar Tudor&Asociatii SPRL şi votat de Adunarea Generală a Creditorilor conform procesului verbal din 28.02.2014.

Prin hotararea intermediara nr. 10/28.01.2016, pronunţată de Tribunalul Mehedinti – Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal, judecatorul sindic a dispus începerea procedurii falimentului debitoarei, in temeiul art. 107 alin. 1 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 nr. 10/28.01.2016, pronunţată de Tribunalul Mehedinti – Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal.

Prin încheierea de şedinţă din 30.06.2016, Tribunalul Mehedinti – Sectia a II-a Civila, de Contencios Administrativ si Fiscal a stabilit noile termene procedurale astfel: "Fixează termenul limită pentru depunerea cererilor de creanţă născute în cursul procedurii la 13.08.2016. Fixează termenul limită pentru verificarea creanţelor născute în cursul procedurii, întocmirea, 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 afişarea tabelului definitiv consolidat la 10.11.2016."

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 inscrisa in tabelul debitoarei RAAN cu suma de 11.264.777 lei, in categoria creantelor ce au rezultat din continuarea activitatii debitorului, suma solicitata de societatea noastra fiind de 89.360.986 lei, nefiindu-ne inscrisa in tabelul preliminar de creante suma 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 78.096.209 lei este tardiv formulata, fiind aferenta perioadei 2011 – 2013, motiv pentru care declaratia de creanta trebuia sa fie formulate la momentul deschiderii procedurii insolventei, respectiv in data de 18.09.2013. Am depus contestatie la Tabelul suplimentar de creante. Tribunalul Mehedinti a incuviintat proba cu expertiza contabila. Impotriva raportului de expertiza contabila, partile au formulat obiectiuni, care au fost admise de instanta de judecata si care a fixat termen de judecata la data de 22.02.2018. La termenul de judecare contestatie din data de 14.06.2018 s-a dispus suspendarea judecarii cauzei pana la solutionarea dosarului nr. 3014/2/2014 aflat pe rolul ICCJ. Termen de judecata: 06.06.2019.

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

În ședința din data de 20.01.2016, instanța de judecată a amânat cauza pentru ca expertul contabil desemnat să-şi exprime punctul de vedere cu privire la obiecţiunile pârâtei la raportul de expertiză efectuat în cauză şi pentru ca expertul tehnic să efectueze lucrarea de expertiză. În data de 29.06.2016 instanța de judecată a amânat cauza pentru a se finaliza raportul de expertiza tehnică. Următorul termen stabilit a fost 26.10.2016, iar până la data întocmirii prezentului raport, nu mai sunt alte modificări.

La data de 13.06.2018 a fost pronuntata urmatoarea solutie:

Tip solutie: Admite in parte cererea

Solutia pe scurt: Admite în parte actiunea reclamantei. Anulează în parte încheierea nr. 7/20.02.2014, decizia nr. 37/9.12.2013 si raportul de control nr. 35521/6.11.2012 emise de pârâtă în ceea ce priveste măsurile dispuse prin decizia mai sus indicată la pct. I.1, I.3, I.6, I.8, I.11, II.14, II, 15, II.17, II.18, II.20, II.21, II.22 si partial măsura de la pct. II.13 în sensul înlăturării sintagmei "inclusiv pentru cele constatate în cazul facturilor emise de Florea Adminstrare Imobiliară SRL". Respinge în rest, actiunea reclamantei ca neîntemeiată. Omologhează raportul de expertiză tehnică electroenergetică întocmit în cauză de expert Toaxen Vasile. Obligă pârâta să plătească reclamantei suma de 121.375 lei cheltuieli de judecată (partial onorarii de expert si taxă judiciară de timbru). Cu drept de recurs în 15 zile de la comunicare. Recursul se depune la Curtea de Apel Bucuresti Sectia a VIII-a Contencios Administrativ si Fiscal. Pronuntată în sedintă publică, astăzi, 13.06.2018.

Document: Hotarâre 2771/2018 13.06.2018. Transelectrica a declarat recurs, care a fost respins de ICCJ ca nefondat prin decizia nr. 145/28.01.2016.

• CNTEE Transelectrica SA a formulat o plângere împotriva Ordinului preşedintelui ANRE nr. 51/26.06.2014 înregistrată la ANRE sub nr. 47714/04.08.2014 şi o contestaţie la Curtea de Apel Bucureşti, care face obiectul dosarului nr. 4921/2/2014, prin care solicită fie modificarea Ordinului mai sus indicat, fie emiterea unui nou ordin, în care să se efectueze recalcularea valorii RRR la nivelul de 9,87% (recalculat cu un coeficient (β) de 1,0359, conform analizelor interne Transelectrica) sau, în măsura în care va fi respinsă această cerere, folosind acelaşi procent de 8,52% stabilit de ANRE pentru anul 2013 şi semestrul I 2014.

În data de 26.06.2014, a fost emis Ordinul ANRE nr. 51, publicat în Monitorul Oficial nr. 474/27.06.2014, privind aprobarea tarifului mediu pentru serviciul de transport, a tarifului pentru serviciul de sistem şi a tarifelor zonale aferente serviciului de transport, practicate de Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" – SA şi de abrogare a anexei nr. 1 la Ordinul preşedintelui ANRE nr. 96/2013 privind aprobarea tarifului mediu pentru serviciul de transport, a tarifului pentru serviciul de sistem, a tarifelor zonale aferente serviciului de transport şi a tarifelor pentru energia electrică reactivă, practicate de operatorii economici din cadrul sectorului energiei electrice.

Valorile luate în calculul ratei reglementate a rentabilităţii (RRR ¹) de către ANRE conform Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice aprobată prin Ordinul ANRE nr. 53/ 2013 ("Metodologie"), au determinat o valoare a RRR de 7,7%.

La termenul din 09.02.2016, instanta de judecata a admis proba cu expertiza contabila - specialitatea investiţii financiare şi alte entităţi de valori mobiliare, a prorogat discutarea probei cu expertiza tehnica – specialitatea electro-energetica, dupa administrarea probei cu expertiza contabila - specialitatea investiţii financiare şi alte entităţi de valori mobiliare.

La termenele din datele de 25.03.2016, 22.04.2016, 10.06.2016 și 03.03.2017 instanța a amânat judecarea cauzei în lipsa raportului de expertiză tehnică. Termenul pentru finalizarea expertizei s-a stabilit pentru data de 22.01.2019.

Litigiul nu a afectat relatia cu ANRE si nici rezultatele financiare ale Companiei. Termen de judecata: 14.05.2019.

• 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 Filialei OPCOM S.A. pentru 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 OPCOM S.A., fiind raspunzatoare in mod solidar la plata amenzii.

Adunarea Generala a Actionarilor a Filialei 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 Concurenta – Comisia Europena pentru incalcarea art.102 din Tratatul privind functionarea Uniunii Europene, conform Deciziei in cazul antitrust AT 39984. Filiala OPCOM SA a efectuat plata integrala a amenzii stabilita de Comisia Europeana.

La data de 24.11.2014, Filiala OPCOM SA, a chemat în judecata CNTEE Transelectrica SA, in vederea obligarii acesteia la plata sumei de 582.086 euro (2.585.162 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 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. Actiunea depusa de Filiala 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 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 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 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 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."

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 Bucuresti. Solutia Curtii de Apel este urmatoarea: 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 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. Inalta Curte de Casatie si Justitite a decis urmatoarele: Admite în principiu recursul declarat de recurentul-reclamant Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi Gaze Naturale – OPCOM S.A. împotriva deciziei nr. 1517/10.10.2016, pronunţată de Curtea de Apel Bucureşti – Secţia a V-a Civilă. Stabileşte termen la 13.03.2018, în vederea soluţionării recursului. Se vor cita părţile. Pronunţată în şedinţă publică, astăzi, 05 decembrie 2017.

La termenul din data de 13.03.2018 a fost admis recursul declarat de recurentul-reclamant Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi Gaze Naturale – OPCOM S.A. împotriva deciziei nr. 1517/10.10.2016, pronunţată de Curtea de Apel Bucureşti – Secţia a V-a Civilă. Casează decizia atacată şi trimite cauza, spre o nouă judecată, instanţei de apel. Definitivă.

¹ RRR- Rata Reglementată de Rentabilitate este întalnită în literatura de specialitate sub denumirea prescurtată de WACC – Weighted Average Cost of Capital – în traducere Costul Mediu Ponderat al Capitalului, formula celor doi indicatori fiind asemănatoare: RRR = WACC = CCP + Kp/(1 – T) + CCI x Ki

La termenul de judecata din data de 01.10.2018, Curtea de Apel Bucuresti a dispus respingerea apelului ca nefondat si obligarea apelantei parate la plata catre intimatul reclamant a sumei de 26.070,31 lei, cu titlu de cheltuieli de judecata. Cu recurs in termen de 30 de zile de la comunicare.

Compania a inregistrat in anul 2014 un provizion in suma de 2.670.029 lei pentru litigiul cu Filiala OPCOM SA.

• Prin cererea de chemare în judecată formulata de Conaid Company SRL, inregistrata pe rolul Curtii de Apel Bucuresti, in dosarul nr. 5302/2/2013, reclamanta a solicitat constatarea de către instanţă:

a) instanta sa constate refuzul nejustificat al Transelectrica SA de a incheia si semna un act aditional la Contractul nr.C154/27.04.2012 de racordare la RET a CEE 102 MW Garana si CEE 147 MW Garana din zona localitatilor Brebu Nou, Garana, Slatina si Timis, judetul Caras Severin, prin realizarea Statiei electrice 400/110 kV Garana si a LEA 400 kV DC de racord a Statiei electrice 400/110 kV Garana in sistem intrare-iesire in noua LEA 400 kV Portile de Fier – Resita,

b) sa dispuna obligarea Transelectrica SA la incheierea actului aditional la contract, care sa contina modificarile aferente noii solutii tehnice, conform aviz CTES nr.422/21/12/2012

c) sa constate ca obligatia vizand conditiile suspensive nu poate fi considerata indeplinita de reclamanta din culpa exclusiva a paratei

d) sa constate refuzul nejustificat al Transelectrica SA de a incheia si semna un nou Contract de racordare la RET a CEE 102 MW Garana si CEE 147 MW Garana din zona localitatilor Brebu Nou, Garana, Slatina si Timis, judetul Caras Severin, prin realizarea Statiei electrice 400/110 kV Garana si a LEA 400 kV DC de racord a Statiei electrice 400/110 kV Garana in sistem intrare-iesire in noua LEA 400 kV Portile de Fier – Resita si sa dispuna obligarea noastra la incheierea noului contract de racordare

e) instanta sa dispuna obligarea Transelectrica SA "la plata sumelor de 722.756.000 euro, reprezentand profitul nerealizat conform planului de afaceri, sub rezerva majorarii si 17.419.508,07 lei, reprezentand cheltuieli efective inregistrate in contabilitatea companiei, sub rezerva majorarii, care reprezinta prejudiciul produs in mod culpabil companiei reclamante"

Prin Incheierea Curţii de Apel Bucuresti – Sectia a VIII-a Contencios Administrativ si Fiscal, pronunţată in sedinta publica din data de 18.02.2014, în dosarul nr.5302/2/2013, instanta de fond a dispus respingerea ca neintemeiata a exceptiei necompetentei materiale a instantei, invocate de societatea noastra.

Prin Incheierea Curţii de Apel Bucuresti – Sectia a VIII-a Contencios Administrativ si Fiscal, pronunţată in sedinta publica din data de 25.03.2014, în dosarul nr.5302/2/2013, instanta de fond a dispus respingerea ca neintemeiata a exceptiei inadmisibilitatii actiunii, invocate de societatea noastra.

Prin Incheierea Curţii de Apel Bucuresti – Sectia a VIII-a Contencios Administrativ si Fiscal, pronunţată in sedinta publica din data de 20.05.2014, în dosarul nr.5302/2/2013, instanta de fond a dispus disjungerea capatului de cerere având ca obiect obligarea pârâtelor la plata de despăgubiri şi formarea unui nou dosar, nr. 3372/2/2014, inregistrat pe rolul Curţii de Apel Bucuresti – Sectia a VIII-a Contencios Administrativ si Fiscal, dosar in care, prin Incheierea pronunţată in sedinta publica din data de 24.06.2014, instanta a pronuntat urmatoarea solutie: "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."

Prin sentinta civila nr.1866/11.06.2014 a Curţii de Apel Bucuresti – Sectia a VIII-a Contencios Administrativ si Fiscal, pronunţată in sedinta publica din data de 11.06.2014, a fost respinsa ca nefondata actiunea formulata de S.C. CONAID COMPANY S.R.L., retinand faptul ca exceptiile invocate de parata Transelectrica SA prin intampinare au fost respinse prin incheierile de sedinta din 18.02.2014 si 25.03.2014, pentru motivele acolo aratate.

Impotriva sentintei, cu privire la respingerea exceptiilor, si impotriva incheierilor de sedinta din 18.02.2014 si 25.03.2014 a formulat recurs Transelectrica SA.

Impotriva sentintei a formulat recurs atat reclamanta, cat si intervenienta in favoarea reclamantei.

Dosarul a fost inregistrat pe rolul Inaltei Curti de Casatie si justitie, care a ramas in pronuntare la data de 17.06.2016, amanand pronuntarea la data de 29.06.2016, cand a fost pronuntata Decizia nr.2148/2016, prin care Inalta Curte de Casatie si Justitie a hotarat urmatoarele: "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 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". Dosarul a fost reinregistrat pe rolul Tribunalului Bucuresti, cu nr.12107/3/2017.

Tribunalul Bucuresti a ramas in pronuntare la data de 09.11.2017, amanand pronuntarea la data de 23.11.2017, cand a

pronuntat sentinta nr.4364/23.11.2017, prin care a dispus urmatoarele: "Admite excepţia de inadmisibilitate. Respinge ca inadmisibilă cererea. Respinge cererea de intervenţie în interesul reclamantei. Cu apel în termen de 30 de zile de la comunicare. Apelul se depune la Tribunalul Bucureşti Secţia a VI a Civilă. Pusă la dispoziţia părţilor prin intermediul grefei, astăzi 23.11.2017."

Pana la data prezentei - nu a fost inregistrata cerere de apel formulata de reclamanta.

La data de 02.11.2018, pe rolul Tribunalului Bucuresti – Sectia a VI-a civila – a fost inregistrata o noua cerere de chemare în judecată formulata de Conaid Company SRL, in dosarul nr. 36755/3/2018, prin care reclamanta a solicitat instanţei sa dispuna obligarea Transelectrica SA la "repararea prejudiciului cauzat reclamantei, ca urmare a neexecutarii culpabile a obligatiilor de catre parata, in cuantum de 17.216.093,43 lei, constand in paguba efectiv suferita si beneficiul nerealizat, estimat provizoriu la 100.000 euro... avand in vedere refuzul nejustificat al Transelectrica SA de a incheia si semna un act aditional la Contractul nr.C154/27.04.2012, si in situatia in care instanta va considera ca, din punct de vedere formal, nu poate fi considerata indeplinita de catre reclamanta obligatia vizand conditiile suspensive, aceasta neexecutare se datoreaza culpei exclusive a Transelectrica SA, parata impiedicand indeplinirea conditiilor".

Termen de judecata: 09.04.2019.

• Urmare a unui control desfăşurat în anul 2017, Curtea de Conturi a dispus anumite măsuri de implementat de către Companie ca rezultat al unor deficienţe constatate cu ocazia acestui control. CNTEE Transelectrica SA a formulat un numar de 8 contestatii împotriva masurilor dispuse de catre Curtea de Conturi a Romaniei (CCR) prin Decizia nr. 8/27.06.2017, solicitand anularea acestora, precum si a Incheierii nr. 77/03.08.2017, inregistrata la registratura Societatii sub nr. 29117/08.08.2017, respectiv a Raportului de control nr.19211/26.05.2017. Contestatiile sunt in curs de solutionare pe rolul Curtii de Apel Bucuresti si al Inaltei Curti de Casatie si Justitie.

• Dosarul nr. 47332/3/2017 aflat pe rolul Tribunalului București - Secția a VI-a Civilă, prin care Societatea FF Wind Energy International SRL solicită în contradictoriu cu CNTEE Transelectrica SA: - anularea declarației unilaterale de reziliere a contractului de racordare la RET nr. 85/14.03.2011 emisă la data de 02.03.2016 sub numărul 8295, - obligarea Companiei la plata sumei de 32.777.167,35 lei, prejudiciu ca urmare a rezilierii contractului și la plata sumei de 45.000.000 euro, reprezentând cuantumul devalorizării Societatii FF Wind Energy Internațional SRL prin impiedicarea realizării scopului acesteia. Stadiu dosar: în procedură preliminară de comunicare acțiune și formulare întampinare.

Solutia pe scurt: Respinge cererea de chemare în judecată, astfel cum a fost precizată, ca neîntemeiată. Ia act că pârâta nu a solicitat cheltuieli de judecată. Cu drept de apel în 30 de zile de la comunicare. Conform art. 425 alin. 3 şi art. 471 alin. 1 din Codul de procedură civilă, apelul şi motivele de apel se depun la Tribunalul Bucureşti, Secţia a VI-a Civilă. Pusă la dispoziţia părţilor prin intermediul grefei instanţei astăzi, 28 decembrie 2018. Document: Hotarâre 3891/2018 28.12.2018.

• La sediul Transelectrica SA a fost desfaṣurată inspecţia fiscală generală, care a vizat perioada decembrie 2005 – decembrie 2010. Inspecţia fiscală generala a început la data de 14.12.2011 şi s-a încheiat la 26.06.2017, data discuţiei finale cu Transelectrica SA.

ANAF – DGAMC a stabilit obligatii fiscale suplimentare de plata de catre Companie, respectiv impozit pe profit si TVA, precum si obligatii fiscale accesorii (dobanzi/majorari de intarziere si penalitati de intarziere) cu privire la serviciile de sistem tehnologice de sistem (STS) facturate de furnizorii de energie, considerate nedeductibile in urma inspectiei fiscale.

Potrivit Deciziei de impunere nr. F-MC 439/30.06.2017, in suma totala de 99.013.399 lei, ANAF – DGAMC a stabilit obligatii fiscale suplimentare de plata de catre Companie, in suma de 35.105.092 lei, precum si obligatii fiscale accesorii (dobanzi/majorari de intarziere si penalitati de intarziere), in suma de 63.908.307 lei.

In principal, Raportul de inspectie fiscala al ANAF consemneaza urmatoarele obligatii de plata suplimentare:

• Impozit pe profit in suma de 13.726.800, precum si accesorii, datorate pentru un numar de 123 facturi neutilizate identificate 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.

Aceste facturi au facut obiectul unui litigiu cu ANAF care a emis un raport de inspectie fiscala in data de 20 septembrie 2011 prin care a fost estimata TVA colectata pentru un numar de 123 facturi neutilizate identificate ca fiind lipsa;

La termenul din data de 30.04.2014, 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 respins cererea "reclamantei CNTEE Transelectrica SA (Contestatie impotriva Actului administrativ fiscal ANAF)". La data de 01.03.2017, Inalta Curte de Casatie si Justitie a dispus prin decizia nr. 779 urmatoarele: "respinge exceptia inadmisibilitatii contestatiei in anulare formulata de contestatoarea 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 si Justitie – Sectia de contencios administrativ si fiscal, pronuntat in dosarul nr. 6657/2/2012, ca nefondata. Irevocabila".

• Impozit pe profit in suma de 4.795.483 si TVA colectata in suma de 5.694.636, precum si accesorii, datorate pentru un numar de 349 facturi neutilizate identificate 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;

• Impozit pe profit in suma de 4.320.277 si TVA colectata in suma de 5.130.329, precum si accesorii, aferente cheltuielilor cu serviciile de sistem tehnologice facturate de producatori in perioada 01.01.2007 - 31.12.2010 si corespunzator carora Compania a emis facturi de penalitati calculate prin aplicarea procentului de 200% asupra pretului unitar fara TVA, inmultit cu cantitatea de servicii nerealizate. Potrivit constatarilor echipei de inspectie fiscala, pornindu-se de la facturile de penalitati emise s-au stabilit cheltuieli nedeductibile cu serviciile tehnologice de sistem nerealizate/neprestate care genereaza impozit pe profit suplimentar de plata, precum si TVA suplimentar de plata, aferent serviciilor tehnologice de sistem facturate de furnizorii de energie electrica care nu au fost prestate/realizate.

Compania a contestat in termenul legal, conform OG nr.92/2003 privind Codul de procedura fiscala, Decizia de impunere nr. F-MC 439/30.06.2017. ANAF a emis titlul executoriu nr. 13540/22.08.2017 in baza caruia au fost executate obligatiile suplimentare de plata stabilite prin Decizia de impunere nr. F-MC 439/30.06.2017.

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

In urma declinarii competentei, pe rolul Judecatoriei Sector 1 a fost inregistrat dosarul nr. 8993/299/2018, prin care Compania a contestat executarea silita pornita in temeiul titlului executoriu nr. 13540/22.08.2017, care are la baza Decizia de impunere nr. F-MC 439/30.06.2017.

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

Pe rolul Curtii de Apel se afla dosarul nr. 1802/2/2018 prin care Compania a contestat actul administrativ fiscal Decizia nr.fmc 439/30.06.2017. La termenul de judecata din 06.11.2018 a fost admisa administrarea probei cu expertiza in specializarea contabilitate - fiscalitate. Termen de judecata: 14.05.2019.

Ulterior contestarii de catre Companie a actului administrativ fiscal Decizia nr.f-mc 439/30.06.2017, ANAF a comunicat Companiei Decizia nr. 122/13.03.2018 prin care respinge ca nemotivata contestatia formulata de CNTEE Transelectrica SA, decizia fiind primita la data de 16.03.2018, ulterior depunerii cererii de chemare in judecata care face obiectul dosarului nr.1802/2/2018.

• Prin cererea de chemare in judecata, reclamantul Municipiul Resita solicita obligarea paratei CNTEE Transelectrica SA la plata urmatoarelor sume:

• 2.129.765,86 lei, reprezentand chiria pentru suprafata de teren ocupata temporar din fondul forestier aferenta anului 2015;

• 2.129.765,86 lei, reprezentand chirie teren aferenta anului 2016;

• 2.129.765,86 lei, reprezentand chirie teren aferenta anului 2018;

• dobanda legala penalizatoare de la scadenta si pana la plata efectiva.

• cheltuieli de judecata

Dosarul nr. 2494/115/2018* este inregistrat pe rolul Tribunalului Caras Severin

Solutia: Admite exceptia de necompetenta teritoriala a Tribunalului Caras Severin. Declina competenta de solutionare a cererii formulate de reclamantul Municipiul Resita – prin primar, in contradictoriu cu parata CNTEE Transelectrica SA in favoarea Tribunalului Bucuresti. Fara cale de atac, conform art. 132 alin. 3 Cod procedura civila. Pronuntata in sedinta publica, azi 11 martie 2019. Document: Hotarare 313/2019.

• Prin cererea de chemare in judecata, reclamanta Regia Nationala a Padurilor Romsilva - Directia Silvica Caras Severin solicita obligarea paratei CNTEE Transelectrica SA la plata urmatoarelor sume:

• 2.433.608,52 lei, chirie anuala ocupare temporara teren din fondul forestier national + penalitati de intarziere de la data scadentei chiriei 31.01.2018 si pana la plata efectiva si integrala a acestora;
• 304.298,47 lei, cval.scoatere definitiva din fondul forestier national suprafata teren, cval pierderii de crestere exploatare masa lemnoasa + penalitati de intarziere calculate de la data de 10.05.2015 si pana la plata efectiva si integrala a acestora.

Cauza a facut obiectul dosarul 2434/115/2018, aflat pe rolul Tribunalului Caras Severin.

La data de 29.11.2018, Tribunalul Caras Severin a pronuntata sentinta nr.3326/2018, prin care a dispus urmatoarele: "Admite excepţia de necompetenţă teritorială a Tribunalului Caraş-Severin. Declină competenţa de soluţionare a cererii de chemare în judecată formulată de către reclamanta RNP-Romsilva, Direcţia Silvică Caraş-Severin împotriva pârâtelor Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA şi Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA - Sucursala de Transport Timişoara. Definitivă. Pronunţată în şedinţa publică din data de 29.11.2018."

Dosarul a fost inregistrat pe rolul Tribunalului Bucuresti - sectia a IV-a Civila, cu nr.2434/115/2018, care, la data de 22.01.2019, a pronuntat urmatoarea incheiere: "Admite excepţia necompetenţei funcţionale. Dispune înaintarea dosarului Secţiei a VI-a Civilă a Tribunalului Bucureşti, spre competentă soluţionare. Fără cale de atac. Pronunţată în şedinţă publică, azi, 22.01.2019."

Dosarul a fost reinregistrat pe rolul Tribunalului Bucuresti - sectia a VI-a Civila, cu nr.2434/115/2018*, care, la data de 13.02.2019, a pronuntat urmatoarea incheiere: "Admite excepţia necompetenţei materiale procesuale a Tribunalului Bucureşti-Secţia a VI-a Civilă, invocată din oficiu. Declină competenţa de soluţionare a cauzei în favoarea Tribunalului Bucureşti-Secţia a IV-a Civilă, căreia i se va înainta dosarul de îndată. Constată ivit conflictul negativ de competenţă, suspendă judecata cauzei

şi înaintează dosarul Curţii de Apel Bucureşti în vederea soluţionării conflictului. Fără cale de atac. Pronunţată în şedinţă publică, azi, 13.02.2019."

• Prin cererea de chemare in judecata, reclamantul Pop Lucia solicita obligarea paratei CNTEE Transelectrica SA la plata de despagubiri pentru expropriere teren in baza Legii nr. 33/1994.

La data de 29.10.2012 ICCJ : Decizia nr.6555: Admite recursurile declarate de reclamanta Compania Nationala de Transport a Energiei Electrice "Transelectrica"S.A. Bucuresti prin CNTEE "Transelectrica" S.A, Sucursala de Transport Cluj si pârâta Pop Lucia împotriva deciziei civile nr.219/2011-A din 22 noiembrie 2011 a Curtii de Apel Oradea, Sectia I civila. Caseaza decizia recurata si trimite cauza spre rejudecare la aceeasi instanta. Irevocabila.

Termen de judecata : 19.09.2018

Solutia pe scurt: Admite ca fondat apelul civil declarat de apelanta POP LUCIA, în contradictoriu cu intimata CNTEE "Transelectrica" SA Bucureşti prin CNTEE "Transelectrica" SA Sucursala de Transport Cluj în numele Statului Român şi Parchetul de pe lângă Curtea de Apel Oradea, împotriva sentinţei civile nr. 240/C din 19 iunie 2008 pronunţată de Tribunalul Bihor, pe care o schimbă în parte în sensul că: Majorează cuantumul despăgubirilor acordate de prima instanţă de la suma de 25.000 Euro la suma de 48.914 Euro. Menţine restul dispoziţiilor sentinţei. Obligă partea intimată Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA Bucureşti prin CNTEE "Transelectrica" SA Sucursala de Transport Cluj să plătească părţii apelante POP LUCIA suma de 2.500 Ron cheltuieli de judecată. Respinge ca nefondat apelul declarat de apelanta Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA Bucureşti prin CNTEE "Transelectrica" SA Sucursala de Transport Cluj, împotriva aceleiaşi sentinţe. Definitivă. Cu recurs în 15 zile de la comunicare. Pronunţată în şedinţa publică azi 03.10.2018.

Document: Hotarâre 903/2018 03.10.2018.

La data de 20.02.2019, Inalta Curte de Casatie si Justitie a pronuntat decizia nr.327/20.02.2019, prin care a dispus urmatoarele: "Respinge, ca nefondat, recursul declarat de reclamanta Compania Nationala de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA, prin CNTEE "Transelectrica" SA - Sucursala de Transport Cluj, în numele Statului Român împotriva deciziei nr. 903-A din 3 octombrie 2018 a Curtii de Apel Oradea, Sectia I civila. Respinge cererea intimatei – pârâte Pop Lucia de acordare a cheltuielilor de judecata. Irevocabila."

• Prin contestatia impotriva masurii administratorului judiciar de a refuza sa raspunda la cererea de plata, care face obiectul dosarului nr. 6642/3/2018 inregistrat la Tribunalul Bucuresti, Transelectrica a soliciat obligarea Societatii Electrocentrale Bucuresti SA, debitor aflat in procedura de insolventa, la plata sumei de 56.680.387 lei, reprezentand contravaloare supracompensare, conform Decizie Presedinte ANRE nr. 476/30.03.2017. Solutia pe scurt: Respinge, ca neîntemeiata, exceptia tardivitătii contestatiei invocata de intimata ELCEN prin întâmpinare. Admite, contestatia formulata împotriva măsurii administratorului judiciar. Obliga debitoarea sa achite contestatoarei suma de 56.680.387 lei, reprezentând diferenta neachitata aferenta Deciziei de supracompensare nr. 476/30.03.2017 si facturii seria TEL17COG nr. 17948/30.03.2017. Admite capătul de cerere referitor la obligarea debitoarei la plata cheltuielilor de judecata. Obliga debitoarea la plata către contestatoare a sumei de 2500 de lei cu titlu de cheltuieli de judecata, reprezentând taxa de timbru si onorariu provizoriu de expertiza. Cu drept de apel în termen de 7 zile de la comunicare. Cererea de apel se va depune la Tribunalul Bucureşti - Secţia a VII-a Civilă. Pronunţată în şedinţă publică, azi, 21.12.2018. Document: Hotarâre 7834/2018 21.12.2018.

De asemenea, Compania este implicata in 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, CET Iasi, CET Bacau, CET Braila, CET Govora, CET Brasov, Elsaco Energy SRL, Elsaco Esco, Arelco Power SRL, Arelco Energy SRL, Inversolar Energy SA, Opcom, etc). Compania a inregistrat ajustari pentru pierderi de valoare pentru clientii si alte creante in litigiu si pentru clientii in faliment.

Totodata, Compania este implicata și în litigii cu foști membri ai Directoratului și Consiliului de Supraveghere, cu privire la contractele de mandat încheiate între Companie si acestia.

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 natura, fie prin valoarea lor, sa faca necesara prezentarea unor active sau datorii contingente semnificative pentru activitatea Companiei.

iv) Garantii

La 31 decembrie 2018 si 31 decembrie 2017 garantiile se prezinta dupa cum urmeaza:

	2018	2017
Garantii acordate, din care:	278.849.594	381.752.861
- scrisori de garantie acordate – productie	51.329.640	44.554.186
- scrisori de garantie acordate – investitii	123.185.857	183.961.869
- alte garantii acordate	104.334.097	153.236.806

Garantii primite, din care:	579.808.823	497.215.685
- scrisori de garantie primite – productie	267.634.955	184.226.150
- scrisori de garantie primite – investitii	263.084.734	264.728.801
- alte garantii primite	49.089.134	48.260.734

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 afaceri 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 un contract de credit pentru emiterea de scrisori de garantie bancara cu Banca Comerciala Romana, valoarea contractului la 31.12.2018 fiind de 26.805.370.

La data de 21.12.2018 a fost incheiat un contract de credit pentru emitere scrisori de garantie bancara cu Banca Comerciala Romana in suma de 30.150.240 cu valabilitate in perioada 01.01.2019-31.12.2019.

Celelalte garantii acordate sunt reprezentate in principal de scrisori de garantie bancara emise pentru contractele incheiate pe pietele centralizate administrate de OPCOM – Piata Centralizata a Contractelor bilaterale de energie electrica prin licitatie extinsa (PCCB-LE), Piata 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 scrisorile de garantie bancara de buna plata aferente contractelor incheiate pe piata de energie electrica, de scrisorile de garantie de buna executie si de avans aferente contractelor de investitii si alte garantii primite in cadrul contractelor finantate din tariful de racordare.

v) Rezerve din reevaluare la 31 decembrie 2018

La 31 decembrie 2018, rezervele din reevaluare sunt in valoare de 586.881.749 (la 31 decembrie 2016: 533.839.585). Incepand cu data de 1 mai 2009, rezervele din reevaluarea mijloacelor fixe, inclusiv a terenurilor, efectuata dupa data de 1 ianuarie 2004, care sunt deduse la calculul profitului impozabil prin intermediul amortizarii fiscale sau al cheltuielilor privind activele cedate si/sau casate, se impoziteaza concomitent 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 lichidarii, 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 electrice se stabileste 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 rentabilitatii reglementate a activelor recunoscute. Anumite 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 (cheltuieli de operare si mentenanta controlabile, consumul propriu tehnologic). Seria de venituri tinta anuale calculate pentru o perioada de reglementare este reprofilata printr-o procedura de liniarizare in scopul atenuarii unor eventuale cresteri/scaderi ample ale venitului de la un an tarifar la urmatorul. Venitul astfel reprofilat este ajustat anual cu indicele preturilor de consum.

Anumite schimbari ale mecanismul de tarifare pot avea un impact semnificativ asupra recuperarii amortizarii reglementate a mijloacelor fixe incluse in baza activelor reglementata.

Perioada de reglementare curenta are o durata de cinci ani (01 iulie 2014-30 iunie 2019), fiind compusa din cinci ani tarifari (anul tarifar incepe la 01 iulie si are o durata de 12 luni). Astfel, in anul 2018 a avut loc trecerea de la al patrulea an tarifar la al cincilea (ultimul) an tarifar din cadrul perioadei de reglementare curente (la 30 iunie 2018 s-a inchis al patrulea an tarifar, la 01 iulie 2018 a debutat al cincilea an tarifar). Pentru anul 2018 tarifele pentru serviciul de transport si pentru serviciile de sistem au fost calculate conform prevederilor Ordinelor ANRE nr. 53/2013 si 87/2013, cu modificarile si completarile ulterioare. Pentru semestrul I 2018 tarifele pentru serviciul de transport si pentru serviciile de sistem au fost aprobate prin Ordinul ANRE nr. 48/2017si pentru semestrul II 2018 prin Ordinul ANRE nr.108/2018.

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, la calculul venitului reglementat pentru prima perioada tarifara autoritatea competenta determina suma aferenta castigurilor de eficienta (rezultate din reducerea costurilor operationale

controlabile realizate intr-o 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 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 aceasta utilizatorilor (mecanism de impartire a castigurilor). In iunie 2017 ANRE a aprobat prin Ordinul nr. 45/2017 noua Metodologie de stabilire a tarifelor pentru servicul de sistem, aplicabila incepand cu anul tarifar 01 iulie 2017-30 iunie 2018 (abroga Ordinul ANRE nr. 87/2013). 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 tarifare precedente celei anterioare (date realizate).

In mod exceptional, tariful pentru serviciile tehnologice de sistem aprobat pentru al patrulea an tarifar a fost revizuit, conform prevederilor art. 45 din Ordinul ANRE nr. 45/2017, de la 9,39 lei/MWh la 12,06 lei/MWh, cu aplicabilitate de la 01 ianuarie 2018. Factorul principal care a stat la baza cresterii tarifului a fost reprezentat de reconsiderarea ipotezelor de pret aferente achizitionarii de catre Transelectrica a rezervelor de sistem de pe piata concurentiala.

Serviciul	Tarif aplicat in semestrul I 2018 (aprobat prin Ordinul ANRE nr. 122/2018)	Tarif aplicat in semestrul II 2018 (aprobat prin Ordinul ANRE nr. 108/2018)
	lei/MWh	lei/MWh
Serviciul de transport al energiei electrice Serviciile functionale de sistem	16,86 1,11	18,13 1,11
Serviciile tehnologice de sistem	12,06	10,44

vii)Contingente

La sediul Companiei se afla in derulare actiuni de control, dupa cum urmeaza:

• Ministerul Finantelor Publice – Directia Generala de Inspectie Economico-Financiara – actiune de inspectie care a inceput in data de 15.09.2017 si care a fost suspendata prin Adresa 243104/29.11.2017 la aceeasi data. Actiunea de inspectie a fost reluata la data de 18.06.2018 (conform Adresei nr. 261403/12.06.2018) si a fost suspendata prin Adresa nr. 261775/17.07.2018. Obiectivele de verificare pentru perioada 2012-2016 sunt prezentate mai jos:

• fundamentarea si executia bugetului de venituri si cheltuieli;
• respectarii disciplinei bugetare, economico-financiare si contabile;
• respectarii prevederilor legale cu privire la bunurile din domeniul public si privat al statului si al unitatilor administrativ-teritoriale, detinute sub orice forma;
• respectarii prevederilor Ordonantei Guvernului nr. 64/2001 privind repartizarea profitului la societatile nationale, companiile nationale si societatile comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, precum si la regiile autonome cu modificarile si completarile ulterioare;
• modului de utilizare a rezervelor constituite;
• modului de organizare si exercitare a formelor obligatorii de control intern/managerial;
• modului de fundamentare si justificare a sumelor acordate de la bugetul general consolidat.

• La sediul Companiei se afla in derulare actiunea de inspectie fiscala a Ministerului Finantelor Publice – ANAF - DGAMC actiune de inspectie care a inceput in data de 20.08.2018, avand ca obiective:

• verificarea legalitatii si conformitatii declaratiilor fiscale si/sau operatiunilor relevante pentru inspectia fiscala, a corectitudinii si exactitatii indeplinirii obligatiilor in legatura cu stabilirea bazelor de impozitare si a obligatiilor fiscale principale privind impozit pe profit in perioada 01.01.2012 - 31.12.2016;

• verificarea respectarii prevederilor legislatiei fiscale si contabile;

• verificarea altor aspecte relevante pentru impozitare, daca prezinta interes pentru aplicarea legislatiei fiscale si contabile. Prin Decizia nr. 12/01.03.2019, inregistrata la Companie cu nr. 10818/01.03.2019, ANAF- DGAMC a dispus suspendarea

inspectiei fiscale incepand cu data de 01.03.2019, in temeiul art. 127 alin. 1 lit.b din Legea nr. 207/2015 privind Codul de procedura fiscala.

Notele atasate fac parte integranta din aceste situatii financiare separate • Guvernul Romaniei – Corpul de control al primului - ministru – actiune de control inceputa in data de 03.01.2019 la CNTEE Transelectrica SA si SMART SA – obiectivele actiunii de control sunt: verificarea respectarii prevederilor cu privire la organizarea si functionarea CNTEE Transelectrica SA, verificarea respectarii prevederilor legale privind regulile de guvernanta corporativa, in ceea ce priveste desemnarea si remunerarea forurilor decizionale ale CNTEE Transelectrica SA (Consiliul de supraveghere, Directorat), verificarea respectarii prevederilor legale cu privire la atribuirea, incheierea si derularea contractelor la nivelul CNTEE Transelectrica SA, verificarea respectarii prevederilor legale cu privire la constituirea si realizarea veniturilor, precum si cu privire la angajarea si efectuarea cheltuielilor la nivelul CNTEE Transelectrica SA, verificarea modului de contractere si deulare a contractului de finantare nr. 08164/14.04.2008, incheiat intre societatea SMART SA si ING Bank, alte aspecte considerate relevante de catre echipa de control.

• La sediul Companiei s-a desfasurat actiunea de control inopinat a Ministerului Finantelor Publice – ANAF - DGAMC, care a inceput in data de 11.02.2019 si fost incheiata in data de 11.03.2019 prin incheierea Procesul verbal nr. 7147. Actiunea de inspectie fiscala a vizat tranzactiile pe piata de echilibrare, respectiv conventiile cadru incheiate de Companie cu S CIGA Energy SA.

• La sediul Companiei se afla in derulare actiunea de control de tip verificare, actiune care a inceput in data de 21.01.2019, tematica controlului fiind urmatoarea: verificarea modului in care societatea si-a indeplinit, incepand cu data de 01.01.2016, obligatiile stabilite prin Regulamentul de conducere si organizare a activitatii de mentenanta aprobat prin Ordinele ANRE nr. 35/2002 si nr. 845/2017, verificarea modului in care societatea a realizat, incepand cu data de 01.01.2016, lucrarile de defrisare a vegetatiei si a taierilor de modelare, pentru crearea si mentinerea distantei de apropiere fata de retelele electrice, verificarea modului in care societatea a realizat, incepand cu data de 01.01.2016, analiza fiabilitatii elementelor de retea din zonele afectate de incidente si a realizat corelarea cu lucrarile de investitii si mentenanta, in baza obligatiei de asigurare a sigurantei in alimentarea cu energie electrica, stipulata in cadrul art. 36, alin. (7), lit. c), din Legea energiei electrice si a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificarile si completarile ulterioare.

• La data de 31 decembrie 2018, Teletrans S.A., filiala a Companiei, avea in desfasurare un control inceput la data de 29.05.2015 de Direcția Generală de Inspecție Economico–Financiară a Ministerului Finanțelor Publice, perioada verificata fiind 01.01.2010-31.12.2014, conform Ordinului de serviciu nr. 82/27.05.2015 si 01.01.2015- prezent, conform Ordinului de serviciu nr. 38/31.05.2017, obiectivele actiunii de inspectie economico-financiara fiind:

• fundamentarea si executia bugetului de venituri si cheltuieli;
• respectarea disciplinei bugetare, economico-financiare si contabile;
• respectarea prevederilor legale cu privire la bunurile din domeniul public si privat al statului si al unitatilor administrativ teritoriale;
• modul de organizare si exercitare a formelor obligatorii de control intern/managerial;
• verificare respectarii prevederilor OG nr. 26/2013 privind intarirea disciplinei financiare la nivelul unor operatori economici la care statul sau unitatile administrativ teritoriale sunt actionari unici ori majoritari sau detin direct ori indirect o participatie majoritara, in perioada 2015 – in prezent.

Proiectul raportului de inspecție economico–financiară emis la data de 21 februarie 2018 specifică faptul că, urmare a închirierii bunurilor aparținând domeniului public al statului (capacități și elemente de infrastructură din rețeaua publică de telecomunicații) cu nerespectarea de către reprezentanții Societății si Teletrans S.A. a prevederilor art. 14, art. 15 și art. 16 din Legea nr. 213/1998 privind bunurile proprietate publică, s-ar fi adus prejudicii bugetului de stat în sumă totală de 88.778.158 lei, reprezentând sume încasate și nevirate la bugetul de stat în perioada 2006-2016.

Prin Adresa nr. 13443 din 26.03.2018 Teletrans a comunicat Transelectrica urmatoarele:

• in intervalul 21.02.2018 10.03.2018 au avut loc mai multe intalniri intre reprezentantii Teletrans si reprezentantii echipei de control din cadrul Ministerului, intalniri in urma carora s-a stabilit ca baza de calcul folosita in cadrul proiectului de raport a fost eronata, fiind raportata strict la veniturile inregistrate fara a lua in calcul si cheltuielile facute (totalitatea amortizarii echipamentelor de retea achizitionate, resursa umana precum si totalitatea cheltuielilor indirecte aferente acestei activitati) si fara a intelege in integralitate raporturile comerciale si juridice dintre Transelectrica si Teletrans;
• ca urmare a acestui fapt, echipa de control impreuna cu conducerea Directiei de Inspectie Economico-Financiare din cadrul Ministerului de Finante, a acordat Teletrans un nou termen pana la care sa poata depuna situatia revizuita si explicatii suplimentare pentru intervalul controlat, decaland termenul initial de la 27.02.2018 pana la 30.03.2018.

In ceea ce priveste legalitatea exploatarii excedentului de fibra optica, in argumentarea naturii juridice a raportului contractual s-a avut in vedere opinia legala emisa de Bostina&Asociatii potrivit careia contractul anterior C45/2006 a fost calificat drept un contract de mandat fara reprezentare care a avut drept obiect "incheierea de catre TELETRANS SA in nume propriu dar in contul, retelei publice de telecomunicatii a Transelectrica de contracte cu scopul de a comercializa capacitatea si elementele de infrastructura ale acesteia". Calificarea data actului juridic a facut posibila incheierea Conventiei C111/2014, pastrandu-se natura raporturilor juridice intre parti.

Prin adresa nr. 42553 din 17.10.2018, CNTEE Transelectrica SA a transmis catre Teletrans SA analiza efectuata asupra veniturilor incasate si a cheltuielilor suportate in perioada iunie 2006 - noiembrie 2017, analiza aferenta capacitatii excedentare de fibra optica si s-a solicitat filialei Teletrans, sa aiba in vedere transmiterea catre Inspectia economicofinanciara din cadrul MFP a punctului de vedere al companiei insotit de analiza, inainte de intocmirea de catre acestia a RIF Final (Raport de Inspectie fiscala).

Astfe, in vederea determinarii efectului posibil al rezultatului proiectului de raport de inspecție economico–financiară emis la data de 21 februarie 2018, Compania a efectuat analiza asupra veniturilor incasate de Transelectrica de la Teletrans si a cheltuielilor suportate de Transelectrica pentru perioada iunie 2006 – noiembrie 2017, aferente capacitatii excedentare de fibra optica, rezultand o diferenta in suma de 3.047.441 dintre veniturile incasate si cheltuielile efectuate.

Drept urmare, consideram ca pana la data aprobarii prezentelor situatii financiare separate la data de 31 decembrie 2018, Compania a finalizat analiza necesară pentru a determina efectul posibil al rezultatului proiectului de raport de inspecție economico–financiară emis la data de 21 februarie 2018.

In prezent exista pe rol litigii cu Curtea de Conturi referitoare la controale desfasurate in anul 2013 si in anul 2017. Tinand seama de constatarile Curtii de Conturi consemnate in Deciziile din anii 2013 si 2017, exista posiblitatea de a rezulta obligatii fiscale suplimentare care, la acest moment, nu pot fi determinate cu acuratete in conditiile prevazute de Standardul IAS 37 Provizioane, datorii contingente si active contingente.

Astfel, considerand toate cele de mai sus, la data de 31 decembrie 2018 conducerea Companiei nu a avut informatiile necesare pentru a efectua o analiza pertinenta in vederea determinarii efectului rezultatelor acestui proiect de raport asupra situațiilor financiare separate la data de 31 decembrie 2018.

25. PARTI AFILIATE

i) Filiale detinute de Companie

	2018	31 decembrie 2017
Tara de origine	% din actiuni	% din actiuni
Romania	70,005	70,005
Romania	100	100
Romania	-	-
Romania	97,84	97,84
Romania	100	100
Romania	100	100
		31 decembrie

Valoarea neta actiunilor detinute de Companie la filialele sale este de 78.038.750 la 31 decembrie 2018 si de 78.038.750 la 31 decembrie 2018.

Valoarea bruta a participatiilor Companiei in filialele sale se prezinta dupa cum urmeaza:

SMART SA

Societatea 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 2018 este de 55.036.300, din care 38.528.600 subscris si varsat integral de Companie.

Adunarea Generala Extraordinara a Actionarilor S Smart SA a aprobat cu Hotararea nr.14/10.12.2014 majorarea de capital a S Smart SA prin aport in natura cu valoarea terenurilor pentru care s-a obtinut certificat de atestare a dreptului de proprietate.

In data de 30.12.2014, Oficiul Registrului Comertului de pe langa Tribunalul Bucuresti a solutionat cererea de inregistrare a majorarii de capital social a S Smart SA si pe cale de consecinta la data de 31 decembrie 2015 structura actionariatului S 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 Comertului modificarea privind structura actionariatului la S 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, pronunțata în Dosarul nr. 449314/23.12.2014, în temeiul căreia Oficiul Registrului Comertului de pe langa Tribunalul Bucuresti a înregistrat majorarea capitalului social al Filialei S 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 caror anulare se solicită până la soluționarea acțiunii 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 excepţia inadmisibilităţii. Respinge cererea de chemare în judecată formulată de reclamanta Transelectrica în contradictoriu cu pârâţii Filiala Societatea pentru servicii de mentenanţă a reţelei electrice de transport SMART SA, Statul Român şi ONRC, ca inadmisibilă. 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. 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 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 Curţii 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."

TELETRANS SA

Societatea 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, servicii specifice 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 2018 este de 6.874.430 subscris si varsat integral.

ICEMENERG SA

Societatea 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 dezvoltarea in stiinte fizice si naturale, inovare, studii, strategii de dezvoltare, activitati de proiectare, urbanism, inginerie si alte servicii tehnice si a fost infiintata prin HG nr. 1065/04.09.2003. In evidenta contabila a Companiei, la 31 decembrie 2018 capitalul social al Filialei Icemenerg SA este de 1.083.450 subscris si varsat integral.

**) In data de 07.04.2014 a fost admis de catre Oficiul National al Registrului Comertului, dosarul cu numarul de inregistrare 121452/03.04.2014 avand ca obiect radierea Filialei Institutul de Cercetari si Modernizari Energetice – ICEMENERG SA Bucuresti. Prin Ordinul nr. 123/13.03.2014 (act de inmatriculare si autorizare a functionarii), a fost inmatriculat la Registrul Comertului "Institutul 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 registrul 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. 15483/3/2014, in care Compania s-a aflat in contradictoriu cu pârâtii Filiala Institutul de Cercetari si Modernizari Energetice "Icemenerg" S.A. Bucuresti si Institutul National de Cercetare-Dezvoltare pentru Energie-Icemenerg Bucuresti, a respins plangerea Companiei, motivata de faptul cã HG nr. 925/2010 nu a fost desfiintata pana la momentul radierii la ORC. Curtea de Apel a comunicat in data de 24.02.2015 solutia pronuntata in dosarul nr. 15483/3/2014 ṣi anume Decizia nr. 173/2015, prin care a respins apelul CNTEE Transelectrica SA ca nefondat, decizia fiind definitiva.

Impotriva Deciziei nr. 173/2015, pronuntata de Curtea de Apel Bucuresti, Transelectrica SA a formulat contestatie in anulare, 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 Bucureşti a respins contestaţia în anulare ca nefondată, decizia fiind definitivă.

In sedintele din data de 28.03.2016 si 30.08.2016, 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 de depreciere in suma de 1.083.450 pentru actiunile detinute la Filiala Institutul de Cercetari si Modernizari Energetice – ICEMENERG SA Bucuresti care a fost radiata.

OPCOM SA

Societatea 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, administrarea si supravegherea pietei de energie si a fost infiintata prin HG nr.627/2000. Capitalul social la 31 decembrie 2018 este de 31.366.090, din care 8.778.790 reprezinta capital social subscris si varsat integral. Diferenta de capital social in suma de 22.587.300 este reprezentata de aportul in natura al Companiei, respectiv de imobilizari necorporale - "Bursa comerciala de energie electrica OPCOM" si "Bursa regionala de energie electrica OPCOM", finantate din surse proprii ale Companiei si din fonduri ale BIRD si evaluat conform Raportului de evaluare nr. 786/15.03.2016 emis de catre JPA Audit & Consultanta SRL. Inregistrarea modificarii actului constitutiv al S 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. La data de 31.12.2018, capitalul social reprezentat de majorarea cu aportul in natura al Companiei in suma de 22.587.300 este inregistrat in situatiile financiare supuse aprobarii AGA de catre OPCOM, fiind prezentat drept capital social subscris si nevarsat integral.

La data de 13.02.2018 Adunarea generala extraordinara a Filialei OPCOM SA a aprobat majorarea capitalului social al Societatii Operatorul Pietei de Energie Electrica si de Gaze Naturale OPCOM SA ("OPCOM SA") cu suma de 678.790 lei prin aport in natura reprezentat de valoarea terenului pentru care societatea a obtinut Certificatul de atestare a dreptului de proprietate asupra terenurilor seria M03 nr. 12899/27.02.2014 emis de Ministerul Economiei. Aportul in natura a fost evaluat de un expert evaluator desemnat de ONRC. In schimbul aportului in natura la capitalul social, societatea a emis catre noul actionar Statul roman prin Ministerul Economiei, care exercita de la data hotararii AGEA atributiile de persoana implicata, un numar de 67.879 noi actiuni nominative in valoare nominala de 10 lei fiecare. In data de 20.03.2018, Oficiul National al Registrului Comertului de pe langa Tribunalul Bucuresti a solutionat cererea de inregistrare a majorarii de capital social a OPCOM SA si pe cale de consecinta la data de 31 decembrie 2018 capitalul social al OPCOM SA este de 31.366.090 lei, reprezentand un numar de 3.136.609 actiuni nominative cu o valoare a actiunii de 10 lei si o cota de participare a CNTEE Transelectrica SA la beneficii si pierderi de 97,84%.

FORMENERG SA

Societatea FORMENERG SA cu sediul in B-dul Gh.Sincai nr. 3, sector 4, Bucuresti, cu personalitate juridica are ca obiect principal de activitate formarea profesionala initiala si continua in toate domeniile de activitate a personalului energetic, precum si a altor beneficiari si a fost infiintata prin Hotararea AGA nr. 33/2001. Capitalul social la 31 decembrie 2018 este de 1.948.420 subscris si varsat integral.

ICEMENERG SERVICE SA

Societatea ICEMENERG SERVICE SA cu sediul in municipiul Bucuresti, Bd. Energeticienilor nr. 8, sectorul 3 are ca obiect de activitate conceperea, producerea, implementarea, repararea, modernizarea si comercializarea in tara si in strainatate de aparate, echipamente, instalatii specializate. Prin HG nr. 2294/09.12.2004 s-a aprobat transferul pachetului de actiuni detinut de Societatea Comerciala Filiala "Institutul de Cercetari si Modernizari Energetice - ICEMENERG" - S.A. Bucuresti la Societatea Comerciala Filiala "ICEMENERG-SERVICE" - S.A. Bucuresti catre Compania Nationala de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" - S.A. Capitalul social la 31 decembrie 2018 este de 493.000 subscris si varsat integral.

La data de 09.06.2017, Tribunalul Bucuresti, Sectia a VII-a Civila, a dispus intrarea in faliment prin procedura simplificata a debitorului Societatea Filiala ICEMENERG SERVICE – SA, desemnand in calitate de lichidator judiciar provizoriu pe Solvendi SPRL.

Compania a inregistrat in anul 2016 o ajustare de depreciere in suma de 493.000 pentru actiunile detinute la Filiala ICEMENERG SERVICE SA.

ii) Parti afiliate – principalii indicatori economico-financiari realizaţi de Filialele Companiei la data de 31.12.2017

Principalii indicatori economico-financiari realizaţi de filialele Companiei la data de 31 decembrie 2017 (ultimul exercitiu financiar pentru care au fost aprobate situatiile financiare ale filialelor) se prezintă astfel:

Denumire indicatori	SMART	TELETRANS	OPCOM	FORMENERG	ICEMENERG SERVICE
Cifra de afaceri	65.628.420	35.763.219	29.199.348	2.784.443	879.663
Profit/(Pierdere) brut/(a)	(3.433.848)	2.920.688	433.791	(1.615.485)	(2.271.825)
Capital social varsat	55.036.300	6.874.430	8.100.000	1.948.420	493.000
Capital social nevarsat	-	-	22.587.300	-	-
Rezerve	4.232.189	19.561.847	8.977.717	1.721.952	12.709
Capitaluri proprii - total	75.576.696	35.164.971	44.724.195	11.619.994	(7.328.208)

iii) Parti afiliate – tranzactii cu Filiale detinute de Companie

La 31 decembrie 2018 si 31 decembrie 2017 soldurile cu filialele detinute de Companie sunt detaliate astfel:

	Creante comerciale		Datorii comerciale
Entitatea afiliata	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
SMART SA	15.975.004	16.884.019	6.609.697	8.992.426
TELETRANS SA	273.466	192.966	9.282.984	7.361.973
FORMENERG SA	-	-	28.703	-
OPCOM SA	69.433.519	23.995.729	62.030.701	7.442.483
TOTAL	85.681.989	41.072.714	77.952.086	23.796.882

Tranzactiile desfasurate in 2018 si 2017 cu filialele sale sunt detaliate dupa cum urmeaza:

Entitatea afiliata		Vanzari		Achizitii
	2018	2017	2018	2017
SMART SA	705.014	739.124	65.250.988	65.360.069
TELETRANS SA	2.203.942	3.174.815	39.633.087	32.164.216
FORMENERG SA	-	-	99.720	177.072
OPCOM SA	287.048.429	516.466.529	360.443.304	217.836.584
TOTAL	289.957.385	520.380.468	465.427.099	315.537.941

Dividendele incasate in cursul anului 2018 de Companie de la filiale sunt prezentate mai jos:

• TELETRANS SA – 1.148.000 (2.179.493 in anul 2017).

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, Comerţului şi Turismului a fost inregistrat în Registrul actionarilor Companiei de catre Depozitarul Central în data de 20 februarie 2015.

Valoarea tranzactiilor Companiei cu entitatile controlate de Stat sau asupra carora statul exercita o influenta semnificativa reprezinta o parte semnificativa a vanzarilor si cumpararilor inregistrate in anul incheiat la 31 decembrie 2018.

Dupa cum este prezentat in Nota 1 ("Mediul legislativ") activitatile Companiei sunt reglementate de ANRE; totodata, cum este prezentat si in Nota 3 (b), in conformitate cu Contractul de concesiune, se plateste o redeventa anuala, calculata ca 1/1000 din veniturile din activitatea de transport.

In luna mai 2018, CNTEE Transelectrica SA a incasat suma de 10.243.894 lei de la Comisia Europeana pentru proiectul de interes comun Linia interna dintre Cernavoda si Stalpu, reprezentand finantare nerambursabila in cadrul mecanismului Connecting Europe Facility.

Proiectul Linia interna dintre Cernavoda si Stalpu cuprinde urmatoarele obiective de investitii:

• LEA 400 kV d.c. Cernavoda-Stalpu si racord in statia Gura Ialomitei (linie noua);
• Extinderea statiei 400 kV Cernavoda;
• Extinderea statiei 400 kV Gura Ialomitei;
• Statia 400 kV Stalpu (statie noua).

Monitorizarea si controlul privind implementarea proiectului vor fi realizate de catre Innovation and Networks Executive Agency (INEA).

In luna iulie 2018, CNTEE Transelectrica SA a incasat suma de 1.401.708 lei de la Comisia Europeana pentru proiectul Linia electrica aeriana 400 kV dublu circuit Gutinas - Smardan si suma de 18.037 lei de la Ministerul Economiei, reprezentand alocatie bugetara pentru proiectul LEA Oradea - Bekescaba.

26. SALARIZAREA CONDUCERII COMPANIEI

Salariile platite angajatilor incadrati cu Contract individual de munca (CIM) in functii de conducere pentru serviciile prestate sunt compuse in principal din salariul de baza, beneficii 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:

	2018	2017
Angajati cu CIM in functii de conducere
Beneficii pe termen scurt	13.771.926	9.822.029
Alte beneficii pe termen lung	143.644	121.078
Membrii Directoratului si Consiliului de Supraveghere
Componenta fixa	2.228.191	1.611.448
Componenta variabila		-
Total	16.143.761	11.554.555

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 urmatoare 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 pct. 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 31.12.2018, conform certificatelor emise de Companie, numărul de Optiuni pe Actiuni Virtuale Transelectrica (OAVT) acordate membrilor Consiliului de Supraveghere al Transelectrica este:

Pachet	Numar OAVT-uri	Data acordarii	Data expirarii	Pret mediu ponderat pentru luna anterioara acordarii cf. contract mandat
Pachet 1
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 noiembrie 2015	355.640	15.11.2015	15.11.2018	25,9986 lei/actiune
Pachet 4
15 noiembrie 2016	415.274	15.11.2016	15.11.2019	29,0861 lei/actiune

La data de 31.12.2018, 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 cf. contract mandat
Pachet 1
15 mai 2014	567.978	15.05.2014	15.11.2016	13,1484 lei/actiune
Pachet 2
15 noiembrie 2014	657.973	15.11.2014	15.11.2017	26,6040 lei/actiune
Pachet 3
15 noiembrie 2015	522.418	15.11.2015	15.11.2018	25,9986 lei/actiune
Pachet 4
15 noiembrie 2016	394.345	15.11.2016	15.11.2019	29,0861 lei/actiune
Pachet 5
15 noiembrie 2017	79.752	15.11.2017	15.11.2020	28,5501 lei/actiune

Detalii privind modelul de calcul al OAVT-urilor:

	Pachet 1	Pachet 2	Pachet 3	Pachet 4	Pachet 5
Valabilitate	3 ani	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	28,5501 lei/ actiune

La data de 31 decembrie 2018, Compania are inregistrat un provizion in suma de 33.132.184 (38.498.154 la 31 decembrie 2017) pentru componenta anuala variabila cuvenita membrilor Directoratului si Consiliului de Supraveghere pentru valoarea justa a actiunilor virtuale ale Companiei la finalul exercitiului financiar.

27. INSTRUMENTE FINANCIARE

Managementul riscului financiar

Compania este expusa urmatoarelor riscuri care decurg din instrumentele financiare: riscul de piata (riscul de rata a dobanzii si riscul valutar), risc de creditare si risc de lichiditate. 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 obiectivele, politicile si procesele aferente masurarii si administrarii riscurilor, cat si despre gestionarea capitalului de catre Companie.

Riscul de rata a dobanzii

Fluxurile de numerar operationale ale Companiei sunt afectate de variatiile ratei 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 instrumentele financiare cu rata de dobanda fixa si cele cu rata de dobanda variabila ale Companiei este prezentat in continuare:

	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
Instrumente financiare cu rata dobanzii fixa Datorii financiare	166.472.726	389.449.493
Instrumente financiare cu rata dobanzii variabila Datorii financiare	30.704.834	122.800.429

Riscul de numerar determinat de rata dobanzii este riscul ca dobanda si, prin urmare, cheltuiala cu aceasta, sa fluctueze in timp. Compania are imprumuturi pe termen lung semnificative, cu rate de dobanda variabile, care pot expune compania la 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 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 2018	Pierdere 2017
RON	-	-
EUR	(8.951)	(19.980)
USD	(235)	(1.696)
Total	(9.186)	(21.676)

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 brut al exercitiului financiar cu sumele indicate mai jos. Acesta analiza presupune ca toate celelalte variabile, in principal cursul de schimb valutar, raman constante.

Analiza de senzitivitate a ratei dobanzii (continuare0

	Profit 2018	Profit 2017
RON	-	-
EUR	8.951	19.980
USD	235	1.696
Total	9.186	21.676

Compania nu a incheiat contracte de hedging in ceea 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 romanesc. Compania este expus riscului valutar la numerarul si echivalentele de numerar, achizitiile si imprumuturile realizate in alta moneda decat functionala. Monedele care expun Compania la acest risc sunt, in principal, EUR, dar si USD. Imprumuturile in valuta si datoriile in valuta sunt ulterior exprimate in 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 2018	Valoare	RON	EUR	USD
Active monetare
Numerar si echivalente de numerar	482.158.679	444.001.963	38.137.778	18.938
Alte active financiare	-	-	-	-
Creante	1.063.594.025	991.857.001	71.737.024
Expunere bruta	1.545.752.704	1.435.858.964	109.874.802	18.938
Datorii monetare
Furnizori si alte obligatii	1.030.846.166	926.026.503	104.819.663
Imprumuturi	197.177.560		197.177.560
Expunere bruta	1.228.023.726	926.026.503	301.997.223
Expunere neta in situatia pozitiei
financiare	317.728.978	509.832.461	(192.122.421)	18.938

Riscul valutar (continuare)

31 decembrie 2017	Valoare	RON	EUR	USD
Active monetare
Numerar si echivalente de numerar	520.746.500	465.835.289	54.895.551	15.660
Alte active financiare	-	-	-	-
Creante	818.529.879	753.382.084	65.147.795	-
Expunere bruta	1.339.276.379	1.219.217.373	120.043.346	15.660
Datorii monetare
Furnizori si alte obligatii	708.625.011	642.775.953	65.849.058	-
Imprumuturi	512.249.922	200.434.521	308.380.208	3.435.193
Expunere bruta	1.220.874.933	843.210.474	374.229.265	3.435.193
Expunere neta in situatia pozitiei financiare	118.401.446	376.006.899	(254.185.920)	(3.419.533)

Creantele comerciale si alte creante precum si furnizorii si alte obligatii mai putin furnizorii de imobilizari sunt exprimati numai in RON.

Urmatoarele rate de schimb au fost aplicate:

	Curs mediu		Cursul de schimb la data
	2018	2017	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
RON/ EURO	4,6535	4,5682	4,6639	4,6597
RON/ USD	3,9416	4,0524	4,0736	3,8915

Analiza de senzitivitate a riscului valutar

O apreciere cu 10% a leului romanesc fata de urmatoarele monede straine la 31 decembrie 2017 si 31 decembrie 2016 ar fi crescut profitul brut cu sumele indicate mai jos. Aceasta analiza presupune ca toate celelalte variabile raman constante.

	Profit 2018	Profit 2017
EUR	19.212.242	25.418.592
USD	-1.894	341.953
JPY	-	-
Total	19.210.348	25.760.545

O depreciere cu 10% a leului romanesc fata de urmatoarele monede straine la 31 decembrie 2017 si 31 decembrie 2016 ar fi avut un efect similar dar de sens contrar asupra sumelor de mai sus, presupunand ca toate celelalte variabile au ramas constante.

	Pierdere 2018	Pierdere 2017
EUR USD JPY	(19.212.242) 1.894 -	(25.418.592) (341.953) -
Total	(12.210.348)	(25.760.545)

Riscul de credit

Riscul de creditare este riscul in care Compania suporta o pierdere financiara urmarea neindeplinirii obligatiilor contractuale de catre un client sau o contrapartida la un instrument financiar. Acest risc rezulta in principal din creantele comerciale si numerarul si echivalentele de numerar.

Tratamentul riscului de contrapartida se bazeaza pe factori de succes interni si externi ai Companiei. Factorii externi de succes – care au efect asupra reducerii riscului in mod sistematic sunt: 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 pe două segmente de piață: piața reglementată si piața concurențială. 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 Compania riscului de incasare sunt in principal creantele comerciale si numerarul si echivalentele de numerar. Compania a pus in practica o serie de politici prin care se asigura ca vanzarea de servicii se realizeaza catre clienti cu o incasare corespunzatoare, 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 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, Garanti Bank, Alpha Bank, ING Bank, Raiffeisen si CITI Bank.

Expunerea maxima la riscul de incasare la data raportarii a fost:

	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
Active financiare
Creante comerciale nete	901.152.842	724.176.710
Alte creante nete si avansuri catre furnizori	79.933.669	47.347.178
TVA de recuperat	82.507.514	47.005.991
Numerar si echivalente de numerar	482.158.679	520.746.500
Alte active financiare	-	-
Total	1.545.752.704	1.339.276.379

Situatia vechimii creantelor la data intocmirii situatiei pozitiei financiare a fost:

	Valoarea bruta 31 decembrie 2018	Provizion 31 decembrie 2018	Valoarea bruta 31 decembrie 2017	Provizion 31 decembrie 2017
Neajunse la scadenta	755.702.939	2.264.233	557.134.751	1.268.176
Scadenta depasita intre 1 – 30 zile	2.149.726	-	1.649	2.345
Scadenta depasita intre 31 – 90 zile	279.687	169.230	2.780.207	2.853.477
Scadenta depasita intre 90 – 180 zile	61.807	37.271	(322.245)	-
Scadenta depasita intre 180 – 270 zile	928.448	932.223	58.688.984	1.618.294
Scadenta depasita intre 270 – 365 zile	2.101.062	2.104.637	25.856.404	21.850.588
Mai mult de un an	279.573.409	134.136.642	202.687.679	95.057.839
Total	1.040.797.078	139.644.236	846.827.429	122.650.719

Riscul de credit (continuare)

Situatia vechimii altor creante la data intocmirii situatiei pozitiei financiare a fost:

	Valoarea bruta 31 decembrie 2018	Provizion 31 decembrie 2018	Valoarea bruta 31 decembrie 2017	Provizion 31 decembrie 2017
Neajunse la scadenta	65.288.686	3.625.818	70.307.272	2.525.896
Scadenta depasita intre 1 – 30 zile	4.125	-	55.235	-
Scadenta depasita intre 31 – 90 zile	46.024	7.542	63.007	57.063
Scadenta depasita intre 90 – 180 zile	867.662	5	34.644.875	34.533.556
Scadenta depasita intre 180 – 270 zile	153.106	153.106	2.954.880	2.925.623
Scadenta depasita intre 270 – 365 zile	78.870	26.216	179.445	112.945
Mai mult de un an	69.684.397	52.376.512	66.439.763	40.136.225
Total	136.122.870	56.189.199	174.644.477	80.291.308

Politica Transelectrica este a de a inregistra ajustari de depreciere pentru pierdere de valoare in valoare de 100% pentru clientii in litigiu, in insolventa si in faliment si 100% din creantele comerciale si alte creante neincasate intr-o perioada mai mare de 180 zile, cu exceptia creantelor restante generate de schema de sprijin. De asemenea, Compania efectueaza si o analiza individuala a creantelor comerciale si a altor creante neincasate.

Cele mai mari ajustari de depreciere la 31 decembrie 2018, calculate pentru creantele comerciale si penalitatile aferente acestora, au fost inregistrate pentru Eco Energy SRL (24.736.066), Petprod SRL (23.539.650), Arelco Power (14.545.496), Total Electric Oltenia SA (14.185.577), Romenergy Industry (13.512.997), Elsaco Energy (9.293.972), RAAN (8.516.707), Also Energ (7.177.167), Opcom (5.577.320), CET Brasov (4.664.627). Pentru recuperarea creantelor ajustate pentru depreciere, Compania a luat urmatoarele masuri: actionare in instanta, inscriere la masa credala, solicitare clarificari de la ANAF (pentru TVA de incasat de la Opcom) etc.

Evolutia ajustarilor pentru deprecierea clientilor se prezinta dupa cum urmeaza:

	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
Sold la 1 ianuarie	122.650.719	100.578.031
Recunoastere ajustari pentru depreciere	25.315.210	36.575.509
Reluare ajustari pentru depreciere	8.321.693	14.502.821
Sold la sfarsitul perioadei	139.644.236	122.650.719

Evolutia ajustarilor pentru deprecierea altor creante se prezinta dupa cum urmeaza:

31 decembrie 2018		31 decembrie 2017
Sold la 1 ianuarie	80.291.308	90.080.080
Recunoastere ajustari pentru depreciere	10.395.305	38.009.855
Reluare ajustari pentru depreciere	34.497.414	47.798.627
Sold la sfarsitul perioadei	56.189.199	80.291.308

Riscul de lichiditate

Riscul de lichiditate este riscul potrivit caruia Compania sa intampine dificultati in indeplinirea obligatiilor asociate datoriilor financiare care sunt decontate in numerar sau prin transferul altui activ financiar.

O politica prudenta de gestionare a riscului de lichiditate implica mentinerea unui suficient numerar si echivalente de numerar, disponibilitatea finantarii prin facilitati de credit adecvate.

	31 decembrie 2017	31 decembrie 2017
Active
Active monetare in RON	1.435.858.965	1.219.217.373
Active monetare in moneda straina	109.893.739	120.059.006
	1.545.752.704	1.339.791.269
Datorii
Datorii monetare in RON	(926.026.503)	(843.210.474)
Datorii monetare in moneda straina	(301.997.223)	(377.664.459)
	(1.228.023.726)	(1.220.874.933)
Pozitia monetara neta in RON	509.832.461	376.006.899
Pozitia monetara neta in moneda straina	(192.103.483)	(257.605.453)

CNTEE Transelectrica SA Note la situatiile financiare separate intocmite la data de 31 decembrie 2018 (Toate sumele sunt exprimate in LEI, daca nu este indicat altfel)

27. INSTRUMENTE FINANCIARE (continuare)

Tabelul urmator prezinta scadenta contractuala a datoriilor financiare, inclusiv plata dobanzilor:

31 decembrie 2018	Valoare neta	Valoarea contractuala	< 12 luni	1 – 2 ani	2 – 5 ani	> 5 ani
Datorii financiare Furnizori si alte obligatii	(1.020.793.710)	(1.021.793.710)	(6.353.309)	(6.790.135)	(9.686.967)
Alte impozite si obligatii pentru asigurarile sociale Imprumuturi	(10.052.456) (197.177.560)	(10.052.456) (833.078.483)	(53.311.445)	(23.996.576)	(67.467.099)	(52.402.440)
Total	(1.228.023.726)	(1.863.924.649)	(59.664.754)	(30.786.711)	(77.154.066)	(52.402.440)
31 decembrie 2017	Valoare neta	Valoarea contractuala	< 12 luni	1 – 2 ani	2 – 5 ani	> 5 ani
Datorii financiare Furnizori si alte obligatii Alte impozite si obligatii pentru asigurarile sociale	(699.936.819) (8.688.192)	(699.936.819) (8.688.192)	(686.485.795) (8.688.192)	(12.613.029) -	(837.995) -
Imprumuturi	(512.249.922)	(1.271.507.524)	(317.063.988)	(51.449.375)	(68.912.530)	(74.824.029)
Total	(1.220.874.933)	(1.980.132.535)	(1.012.237.975)	(64.062.404)	(69.750.525)	(74.824.029)

Valoarea justa a instrumentelor financiare

Valoarea justa este valoarea la care instrumentul financiar se poate schimba in tranzactiile obisnuite desfasurate 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 2018 si 31 decembrie 2017, 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.

Active financiare Creante comerciale nete 901.152.842 901.152.842 Alte creante nete 79.933.669 79.933.669 TVA de recuperat 82.507.514 82.507.514 Numerar si echivalente de numerar 482.158.679 482.158.679 1.545.752.704 1.545.752.704	Nivel 1 Nivel 1 Nivel 1 Nivel 1 Nivel Nivel 1
31 decembrie 2018 Valoare contabila Valoare justa
Datorii financiare pe termen lung Imprumuturi, mai putin obligatiuni 143.866.115 143.866.115 Obligatiuni -	- Nivel 1
143.866.115 143.866.115
Datorii financiare pe termen scurt
Furnizori, incluzand furnizori de imobilizari 1.024.116.830 1.024.116.830	Nivel 1
Imprumuturi, mai putin obligatiuni 53.311.445 53.311.445	Nivel 2
Obligatiuni -	- Nivel 1
Sume datorate angajatilor si alte datorii 6.729.336 6.729.336	Nivel 1
1.084.157.611 1.084.157.611
31 decembrie 2017 Valoare contabila Valoare justa	Nivel
Active financiare
Creante comerciale 724.176.710 724.176.710	Nivel 1
Alte creante nete 47.347.178 47.347.178	Nivel 1
Numerar si echivalente de numerar 47.005.991 47.005.991 Alte active financiare 520.746.500 520.746.500	Nivel 1 Nivel 1
1.339.276.379 1.339.276.379
31 decembrie 2017 Valoare contabila Valoare justa	Nivel
Datorii financiare pe termen lung Imprumuturi, mai putin obligatiuni 195.185.934 195.185.934 Obligatiuni -	Nivel 1 - Nivel 1
195.185.934 195.185.934

Valoarea justa a instrumentelor financiare (continuare)

	Valoare contabila	Valoare justa	Nivel
Datorii financiare pe termen scurt
Furnizori, incluzand furnizori de imobilizari	699.936.819	699.936.819	Nivel 1
Imprumuturi, mai putin obligatiuni	117.063.988	117.063.988	Nivel 2
Obligatiuni	200.000.000	200.000.000
Sume datorate angajatilor si alte datorii	8.688.192	8.688.192	Nivel 1
	1.025.688.999	1.025.688.999

Categorii de instrumente financiare

	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
Active financiare
Disponibilitati banesti	482.158.679	520.746.500
Creante	1.063.594.025	818.529.879
Datorii financiare
Cost amortizat	1.228.023.726	1.220.874.933

Riscul de personal si sistemul de salarizare

La 31 decembrie 2018, media de varsta a personalului 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 posibilitatea plecarii angajatilor de calificare inalta catre companiile private, care ar putea oferi pachete salariale si compensatii peste nivelul actual oferit de catre Companie.

Politica salariala impusa de Statul roman in cadrul 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, creditorii si o piata increzatoare si de asemenea pentru a sustine dezvoltarea viitoare a afacerii.

Indicatorul gradului de indatorare

	31 decembrie 2018	31 decembrie 2017
Imprumuturi pe termen scurt si lung	197.177.560	512.249.922
Disponibilitati banesti	482.158.679	(520.746.500)
Alte active financiare	- (284.981.119)	- (8.496.578)
Capitaluri proprii	2.820.737.776	2.717.631.766
Gradul de indatorare	-	-

28. ONORARII PERCEPUTE DE FIECARE AUDITOR STATUTAR SAU FIRMĂ DE AUDIT

Situatia onorariilor percepute de fiecare auditor statutar sau firmă de audit pentru auditul statutar al situaţiilor financiare anuale şi totalul onorariilor percepute de fiecare auditor statutar sau firmă de audit pentru alte servicii de asigurare, pentru servicii de consultanţă fiscală şi pentru alte servicii decât cele de audit, conform pct. 38 din Anexa 1 la OMFP nr. 2844/2016 cu modificările si completările ulterioare, aferente exerciţiului financiar al anului 2018, se prezinta dupa cum urmeaza:

• BDO Audit SRL - Contract nr. C111/28.01.2019 – servicii de auditare a situatiilor financiare separate si consolidate, emiterea raportului asupra conformitatii Raportului Directoratului cu situatiile financiare separate si consolidate, servicii de audit cu privire la indeplinirea conditiilor financiare specificate in contractele de imprumut incheiate cu Banci Comerciale/Institutii Financiare Internationale, in contractele privind emisiunea de obligatiuni, raport de audit in conformitate cu art. 82 din Legea nr. 24/2017, servicii de audit privind veniturile realizate din activitatea de furnizare de retele de telecomunicatii - onorarii aferente exercitiului financiar al anului 2018 – 211.000, la care se adauga TVA;

• PKF Finconta SRL - Contract nr. C75/11.04.2016 - servicii de consultanta fiscala – onorarii aferente exercitiului financiar al anului 2018 – 36.700, la care se adauga TVA;

• Ceausescu&Partners SRL - Contract C473/12.12.2018 - serviciilor de intocmire a Dosarului preturilor de transfer pentru CNTEE Transelectrica SA practicate in cadrul tranzactiilor efectuate intre CNTEE Transelectrica SA si filialele sale in anul 2018 – 8.200, la care se adauga TVA.

29. EVENIMENTE ULTERIOARE

Acceptare mandat de catre membru Directorat

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

Accelerare investiții pentru creșterea siguranței în funcționare a Sistemului Energetic Național

Compania accelereaza investițiile pentru creșterea siguranței în funcționare a Sistemului Energetic Național (SEN) și în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor din zona Bucureștiului, astfel:

Lucrări de retehnologizare a Stației Electrice de Transformare 400/220/110/20 kV Domnești într-un stadiu avansat de execuție cu o investiție de peste 140 de milioane de lei,

În vederea întăririi rețelei de transport al energiei electrice din zona Bucureștiului, în cursul anului trecut au fost realizate lucrări de modernizare în valoare de 2,5 milioane de lei la Stația Electrică de Transformare 220/110/20 kV Fundeni;

Pentru anul 2019, CNTEE Transelectrica SA are în vedere achiziționarea serviciilor de proiectare lucrări de modernizare a Stației 400/220/110/10 kV București Sud, în vederea creșterii gradului de siguranță în alimentarea consumatorilor din zona de sud a Capitalei.

Demarare lucrări de retehnologizare la Stația Electrica de Transformare 220/110 kV Craiova Nord

La începutul lunii februarie 2019 CNTEE Transelectrica SA a demarat lucrările de retehnologizare completă a Stației Electrice de Transformare 220/110 kV Craiova Nord, o investiție cu o valoare de 9,887 milioane de euro. Contractul a fost semnat în anul 2018, iar termenul estimat de finalizare a lucrărilor este anul 2020. Stația Electrica de Transformare 220/110 kV Craiova Nord asigură alimentarea cu energie electrică a consumatorilor din Craiova, dar și a consumatorilor industriali din zonă. Stația a fost pusă în funcțiune în anul 1974, aceasta fiind prima retehnologizare completă.

Situatiile financiare separate prezentate au fost aprobate de catre conducerea Companiei la data de 20 martie 2019 si semnate in numele acesteia de catre:

Directorat,

Marius – Dănuţ	Claudia - Gina	Adrian	Andreea Georgiana	Constantin
CARAŞOL	ANASTASE	SAVU	FLOREA	SARAGEA
Presedinte	Membru	Membru	Membru	Membru

Ana-Iuliana DINU Director Unitatea Economica - Financiara si Administrativa Veronica CRISU Manager Dept. Contabil

Aspect cheie de audit	Modul de abordare in cadrul auditului:
Recunoasterea veniturilor A se vedea Nota 18. a) Veniturile din exploatare	Procedurile noastre de audit au inclus, printre altele:
Politica de recunoastere a veniturilor este prezentata in Nota 3-q "Politici contabile - Venituri".	Intelegerea modului de recunoastere $\overline{\phantom{a}}$ a principalelor tipuri de venituri realizate de catre Societate;
In conformitate Standardele cu Internationale de Audit, exista un risc implicit in recunoasterea veniturilor, datorita presiunii pe care conducerea o poate resimti obtinerea rezultatelor legatura cu in planificate.	efectuat Am de detaliu teste selectand tranzactii de vanzari realizate exercitiului cursul in financiar Efectuarea de proceduri pentru a
Principalele activitati generatoare de venituri pentru Societate sunt reprezentate de: serviciul de transport al energiei eletrice, servicii de sistem si din activitatea de operator al pietei de echilibrare. Activitatea de transport al energiei electrice este o activitate de interes general in domeniul energiei electrice, autorizata si monitorizata de o autoritate publica, cu caracter de monopol natural. Tarifele practicate de Societate pentru serviciile de transport si de sistem sunt stabilite si aprobate de ANRE (Autoritatea Nationala de Reglementare in domeniul Energiei). Societatea este operator al pietei de echilibrare, modul de functionare al acesteia fiind reglementat prin Ordinul ANRE. Scopul acestei piete este de a asigura echilibrarea balantei productie-consum de energie eletrica in timp real, utilizand resurse dintr- un mediu concurential.	testa ca veniturile sunt inregistrate in perioada corecta. Testarea pe baza unui esantion a creantelor comerciale prin transmiterea de scrisori de confirmare.