Soecietatea Energetica Electrica S.A.

Annual Report • Nov 12, 2021

Grupul Electrica – Rezultate 9L 2021

Evolutia principalilor indicatori in primele 9 luni ale anului 2021:

• EBITDA 475 mil. RON, scadere cu 354 mil. RON comparativ cu 9L 2020
• Rezultat net profit de 72 mil. RON, reducere de 324 mil. RON fata de 9L 2020
• Volumul de energie electrica distribuita s-a majorat cu 7,3%, iar cel de energie electrica furnizata pe piata cu amanuntul cu 1,3%, comparativ cu aceeasi perioada a anului trecut

Principalele rezultate sunt prezentate in continuare si sunt extrase din situatiile financiare interimare consolidate simplificate nerevizuite si neauditate la data si pentru perioada incheiata la 30 septembrie 2021:

Rezultate Financiare*	9L 2021 (mil. RON)	9L 2020 (mil. RON)	Δ mil. RON
Venituri operationale	5.160	4.895	265
Cheltuieli operationale	(5.045)	(4.434)	(611)
EBITDA	475	829	(354)
Profit operational	116	461	(346)
Profit net al perioadei	72	396	(324)

Declaratie Corina Popescu, Director General Electrica S.A.:

"Piata de energie din Romania a inregistrat si in trimestrul al treilea din acest an, similar cu pietele europene, o crestere abrupta a preturilor la energie, de aproximativ 50% fata de aceeasi perioada a anului trecut. Mediul volatil din aceasta perioada exceptionala reprezinta un factor de risc important, atat pentru pentru furnizori, cat si pentru distribuitorii de energie. Am luat in considerare toate potentialele scenarii, am identificat solutii pentru a asigura continuitatea in aprovizionare si pentru a ne consolida rezilienta la socuri viitoare, ne-am respectat angajamentele fata de clienti, insa acumularea unor costuri suplimentare semnificative, in special din achizitia de energie, a avut impact inclusiv asupra rezultatelor financiare din acest trimestru.

In aceasta perioada complicata, am continuat eforturile de implementare a strategiei de crestere a Grupului Electrica, inclusiv prin diversificarea surselor de finantare a unor proiecte importante din sectorul productiei de energie regenerabila, proiecte de eficienta energetica, precum si a investitiilor in segmentul de distributie. Suntem in continuare preocupati de cresterea performantei operationale si de imbunatatirea serviciilor oferite, in paralel cu optimizarea costurilor.

In situatia epidemiologica actuala, care prelungeste nu doar criza de sanatate publica, este nevoie, cel putin pentru perioada imediat urmatoare, de mai multa predictibilitate, in special in contextul implementarii mecanismelor complexe de compensare a facturilor si de plafonare a preturilor pentru anumite categorii de clienti, recent adoptate."

Incepand cu data de 12 noiembrie 2021, ora 18:30 (ora Romaniei), situatiile financiare interimare consolidate simplificate la data si pentru perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021, intocmite in conformitate cu Standardul International de Contabilitate 34 – "Raportarea Financiara Interimara", adoptat de catre Uniunea Europeana, si raportul consolidat al administratorilor pentru 9 luni 2021 vor putea fi accesate, atat in limba romana, cat si in engleza, in format electronic, pe pagina de internet a societatii, la adresa www.electrica.ro, sectiunea "Investitori>Rezultate si Raportari>Rezultate Financiare", http://www.electrica.ro/investitori/rezultate-si-raportari/raportari-interimare/, dar si in format fizic, la sediul social al Societatii, din Bucuresti, str. Grigore Alexandrescu nr. 9, sector 1, care functioneaza de luni pana joi, intre orele 08:00-17:00 (ora Romaniei), si vineri, intre orele 08:00-14:30 (ora Romaniei), cu exceptia sarbatorilor legale. * Sumele sunt rotunjite la nivelul celei mai apropiate valori intregi.

Director General Georgeta Corina Popescu

RAPORTUL CONSOLIDAT AL ADMINISTRATORILOR

pentru perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021 (9L 2021)

(bazat pe situatiile financiare interimare consolidate simplificate intocmite in conformitate cu IAS 34)

PRIVIND ACTIVITATEA ECONOMICA SI FINANCIARA A SOCIETATEA ENERGETICA ELECTRICA S.A.

conform prevederilor art. 65 din Legea 24/2017 privind emitentii de instrumente financiare si operatiuni de piata, respectiv a anexei nr. 14 la Regulamentul ASF nr. 5/2018 si Codului Bursei de Valori Bucuresti

1.			Date De Identificare Ale Emitentului6
2.			Prezentare7
	2.1.		Evenimente cheie din perioada ianuarie – septembrie 2021 (9L 2021)7
	2.2.		Sumar al indicatorilor financiari31
3.			Structura Organizatorica 32
	3.1.		Structura Grupului32
	3.2.		Informatii cheie pe segmente	.33
4.			Structura Actionariat 34
5.			Rezultate operationale 35
6.			Perspective 41
7.			Cheltuieli De Capital 44
8.			Declaratii45
9.		Anexe	46
	9.1.		Indicatori economico-financiari ai Grupului Electrica la data de 30 septembrie 2021 conform Anexei 13/Regulamentul ASF nr. 5/201846

Glosar
AGA	Adunarea Generala a Actionarilor
AGEA	Adunarea Generala Extraordinara a Actionarilor
AGOA	Adunarea Generala Ordinara a Actionarilor
ANAF	Agentia Nationala de Administrare Fiscala
ANRE	Autoritatea Nationala de Reglementare in domeniul Energiei
BAR	Baza Activelor Reglementate
BVB	Bursa de Valori Bucuresti
CA	Consiliu de Administratie
CAPEX	Investitii
CGC	Codul de Guvernanta Corporativa
CNR	Comitet de Nominalizare si Remunerare
CNTEE	Compania Nationala de Transport a Energiei Electrice
CPC	Componenta de Piata Concurentiala
CPT	Consum Propriu Tehnologic
CV	Certificate Verzi
DEER	Distributie Energie Electrica Romania
EBIT	Rezultatul inainte de deducerea cheltuielilor privind dobanzile si a impozitului pe profit
EBITDA	Rezultatul inainte de deducerea cheltuielilor privind dobanzile, impozitul pe profit, amortizarea si deprecierea
ELSA	Electrica S.A.
EUR	EURO, unitatea monetara de baza a mai multor state membre ale Uniunii Europene
FUI	Furnizor de Ultima Instanta
GDR	Certificate de Depozit Globale
IAS	Standard international de contabilitate
IFRIC	Comitetul pentru Interpretarea Standardelor Internationale de Raportare Financiara
IFRS	Standardele Internationale de Raportare Financiara
IPO	Oferta Publica Initiala
ISIN	Numar international de identificare a valorilor mobiliare ("International Securities Identification Number")
IT	Inalta Tensiune
JT	Joasa Tensiune
KPI	Indicatori Cheie de Performanta
kV	KiloVolt
LEA	Linie electrica aeriana
MKP	Pozitie cheie de management
MT	Medie Tensiune
MVA	Mega Volt Amper
MWh	MegaWatt ora
OD	Operator de distributie
OMFP	Ordinul Ministerului Finantelor Publice
OPCOM	Operatorul Pietei de Energie Electrica si de Gaze Naturale din Romania

OUG	Ordonanta de Urgenta a Guvernului
OTS	Operator de transport si de sistem
PAM	Piata cu Amanuntul
PCCB (LE/NC)	Piata Centralizata pentru Contracte Bilaterale (Licitatie Extinsa/Negociere Continua)
PCSU	Piata Centralizata pentru Serviciul Universal
PCGN-LN	Piata Centralizata a Contractelor Bilaterale de Gaze Naturale – Licitatie si Negociere
PCGN-LP	Piata Centralizata a Contractelor Bilaterale de Gaze Naturale – Licitatie Publica
PCGN – OTC	Piata Centralizata a Contractelor Bilaterale de Gaze Naturale – OTC
PI	Piata intra-zilnica
PIB	Produs intern brut
PPF-TL	Piata Produselor Flexibile pe Termen Mediu si Lung
PRE	Partea Responsabila cu Echilibrarea
PZU	Piata pentru Ziua Urmatoare
PZU-GN	Piata pentru Ziua Urmatoare de Gaze Naturale
RED	Reteaua Electrica de Distributie
RET	Reteaua Electrica de Transport
RI	Relatia cu Investitorii
RON	Unitatea monetara a Romaniei
RRR	Rata Reglementata a Rentabilitatii
SAD	Sistem de Automatizare a Distributiei
SCADA	Supervisory Control And Data Acquisition
SDMN	Societatea de Distributie a Energiei Electrice Muntenia Nord
SDTN	Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Nord
SDTS	Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Sud
SEM	Servicii Energetice Muntenia SA
SEN	Sistemul Energetic National
SEO	Servicii Energetice Oltenia SA
SU	Serviciul Universal
SSM	Securitatea si Sanatatea Muncii
TVA	Taxa pe Valoare Adaugata
TWh	TeraWatt ora
UE	Uniunea Europeana
UI	Ultima Instanta
UM	Unitate de masura

1. Date De Identificare Ale Emitentului

Data Raportului: 12 noiembrie 2021

Denumirea emitentului: Societatea Energetica Electrica S.A.

Sediul Social: Str. Grigore Alexandrescu, Nr. 9, Sectorul 1, Bucuresti, Romania

Numar de telefon/fax: 004-021-2085999/004-021-2085998

Cod unic de inregistrare la Registrul Comertului: 13267221

Numar de ordine in Registrul Comertului: J40/7425/2000

Codul LEI (Legal Entity Identifier): 213800P4SUNUM5AUDX61

Capital social subscris si varsat: 3.464.435.970 RON

Principalele caracteristici ale valorilor mobiliare emise: 346.443.597 actiuni ordinare cu o valoare nominala de 10 RON, din care 6.890.593 actiuni de trezorerie si 339.553.004 actiuni emise in forma dematerializata si liber transferabile, nominative, tranzactionabile si integral platite

Piata reglementata pe care se tranzactioneaza valorile mobiliare emise: actiunile companiei sunt cotate la Bursa de Valori Bucuresti (simbol: EL), iar certificatele globale de depozit (simbol: ELSA) sunt cotate la London Stock Exchange

Standarde contabile aplicabile: Standardele Internationale de Raportare Financiara adoptate la nivelul Uniunii Europene; situatii financiare interimare intocmite pe baza Standardului International de Contabilitate IAS 34 – Raportari financiare interimare

Perioada de raportare: 9 luni 2021 (perioada 1 ianuarie – 30 septembrie 2021)

Audit/revizuire: situatiile financiare interimare consolidate simplificate intocmite la data de si pentru perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021 nu sunt revizuite sau auditate de un auditor financiar independent

	Actiuni Ordinare	GDR-uri
ISIN	ROELECACNOR5	US83367Y2072
Simbol Bloomberg	0QVZ	ELSA:LI
Moneda	RON	USD
Valoare nominala	10 RON	40 RON
Piata de tranzactionare	Bursa de Valori Bucuresti REGS	London Stock Exchange MAIN MARKET
Simbol de piata	EL	ELSA

Sursa: Electrica

2. Prezentare

Grupul Electrica este unul dintre principalii distribuitori si furnizori de energie electrica de pe piata din Romania. Principalele segmente de activitate ale Grupului constau in distributia de energie electrica catre utilizatori si furnizarea de energie electrica catre consumatori casnici si non-casnici.

Segmentul de distributie al Electrica functioneaza prin filiala Distributie Energie Electrica Romania ("DEER") si este limitat geografic la un numar de 18 judete din regiunile istorice Muntenia si Transilvania. Grupul detine licente de distributie exclusiva pentru aceste regiuni, ce au o perioada de valabilitate pana in anul 2027, cu posibilitatea de prelungire pentru o perioada de 25 de ani.

Segmentul de furnizare de energie electrica si gaze naturale opereaza prin filiala Electrica Furnizare ("EFSA"), iar activitatea principala este furnizarea de energie electrica catre clientii finali, atat pe segmentul de serviciu universal si ca furnizor de ultima instanta, cat si in calitate de furnizor pe piata concurentiala, pe tot cuprinsul Romaniei.

Grupul detine o licenta de furnizare a energiei electrice care acopera intregul teritoriu al Romaniei, valabila pana in august 2031, si o licenta pentru desfasurarea activitatii de furnizare a gazelor naturale, valabila pana in anul 2022.

In cadrul segmentului de servicii aferente retelelor de distributie externe, SERV furnizeaza servicii de mentenanta, reparatii si diverse servicii catre companiile din grup (inchiriere auto, inchiriere cladiri etc.), precum si reparatii, mententanta si alte servicii energetice conexe catre terti.

2.1. Evenimente cheie din perioada ianuarie – septembrie 2021 (9L 2021)

In perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021, au avut loc urmatoarele evenimente principale:

◼ Hotarari ale Adunarii Generale a Actionarilor

In data de 4 martie 2021, CA ELSA a hotarat convocarea Adunarii Generale Ordinara a Actionarilor (AGOA) si a Adunarii Generale Extraordinara a Actionarilor (AGEA) ELSA, sedinte care s-au desfasurat in data de 28 aprilie 2021.

In cadrul AGOA, actionarii ELSA au aprobat, in principal, urmatoarele:

• situatiile financiare anuale auditate pentru anul 2020 si bugetul de venituri si cheltuieli pentru anul 2021 al ELSA, atat la nivel individual cat si la nivel consolidat;
• repartizarea profitului net aferent exercitiului financiar 2020: valoarea totala a dividendelor brute 247,9 mil. RON, valoarea dividendului brut/actiune - 0,73 RON, ex date – 2 iunie 2021, data de inregistrare – 3 iunie 2021, data platii dividendelor - 25 iunie 2021;
• descarcarea de gestiune a membrilor Consiliului de Administratie al ELSA pentru exercitiul financiar 2020;
• prelungirea mandatului auditorului financiar al ELSA, Deloitte Audit S.R.L, pe o perioada de 2 ani, respectiv pentru exercitiile financiare 2021 si 2022;
• politica de remunerare pentru membrii CA si pentru directorii executivi;
• alegerea membrilor CA, prin metoda votului cumulativ. In urma alegerilor, noul Consiliu de Adminstratie al ELSA este format din: dl. Iulian Cristian Bosoanca, dl. Gicu Iorga, dl. Ion-Cosmin Petrescu, dl. Adrian-Florin Lotrean, dl. Radu Mircea Florescu, dl. Dragos-Valentin Neacsu si dl. George Cristodorescu. Durata mandatului administratorilor alesi este egala cu o perioada de patru ani.

Actionarii care au participat la AGEA au aprobat, in principal, urmatoarele:

▪ garantarea de catre ELSA a creditului la termen in suma de pana la 210 mil. EUR sau echivalent in RON pe care DEER il va contracta de la Banca Europeana de Investitii (BEI) pentru finantarea planului de investitii aferent perioadei 2021-2023, valoarea garantiei autonome la prima cerere furnizata de ELSA fiind de maximum 252 mil. EUR sau echivalent in RON;

▪ contractarea de catre ELSA a unui credit-punte in suma de pana la 750 mil. RON cu caracter neangajant de la un consortiu format din Erste Bank si Raiffeisen Bank, insotit de o scrisoare de angajament pentru aranjarea unei emisiuni de obligatiuni (conditionat de obtinerea aprobarilor corporative necesare) pentru a finanta oportunitatile de crestere anorganica, avand o singura garantie, respectiv ipoteca mobiliara pe conturile deschise de ELSA la BCR si Raiffeisen Bank, pentru o valoare maxima de 825 mil. RON.

In data de 18 iunie 2021 CA ELSA a hotarat convocarea Adunarii Generale Extraordinare a Actionarilor (AGEA) ELSA, sedinta care s-a desfasurat in data de 11 august 2021.

In cadrul AGEA, actionarii ELSA au aprobat, in principal, urmatoarele:

• Mandatarea reprezentantului ELSA pentru participarea in AGEA DEER si pentru exprimarea votului favorabil cu privire la aprobarea transferului unei actiuni detinute de ELSA in DEER catre SERV, reprezentand 0,00000071% din capitalul social al DEER, la pretul total de 10 RON si aprobarea modificarii articolului 6 – Capitalul social, din Actul Constitutiv al DEER pentru a reflecta noile detineri de capital social ale celor doi actionari;
• Mandatarea reprezentantului ELSA pentru participarea in AGEA SERV si pentru exprimarea votului favorabil cu privire la aprobarea transferului unei actiuni detinute de ELSA in SERV catre DEER, reprezentand 0,00001905% din capitalul social al SERV, la pretul total de 10 RON si aprobarea modificarii articolului 6 – Capitalul social, din Actul Constitutiv al SERV pentru a reflecta noile detineri de capital social ale celor doi actionari;
• Participarea ELSA, in calitate de membru fondator, la infiintarea Fundatiei Electrica;
• Modificarea unor prevederi ale Actului Constitutiv al ELSA, referitoare la:
• alinierea prevederilor art. 12 alin. 2 cu prevederile Legii 24/2017 privind emitentii de instrumente financiare si operatiuni de piata;
• introducerea unei noi atributii a AGOA privind aprobarea Politicii de remunerare pentru administratori si directori executivi;
• completarea situatiilor in cazul carora se aplica votul secret, in conformitate cu prevederile legale aplicabile.
• Participarea ELSA, impreuna cu SERV la constituirea unei noi persoane juridice Electrica Productie Energie S.A., organizata ca societate pe actiuni, filiala a ELSA, in care ELSA detine un procent de 99,9920% din capitalul social si SERV detine un procent de 0,0080% din capitalul social.

◼ Hotarari ale Consiliului de Administratie (CA) ELSA:

In cadrul sedintei din data de 26 februarie 2021, CA ELSA a aprobat valoarea consolidata a Planului de Investitii (CAPEX) al Grupului Electrica pentru anul 2021, in suma totala de 712,4 mil. RON. Din aceasta valoare:

• 638,9 mil. RON reprezinta planul financiar anual 2021 al filialei de distributie DEER in ceea ce priveste investitiile (partea financiara a planului individual de investitii);
• 51,2 mil. RON reprezinta planul financiar anual 2021 al EFSA in ceea ce priveste investitiile (partea financiara a planului individual de investitii);
• 11,6 mil. RON reprezinta planul financiar anual 2021 al SERV in ceea ce priveste investitiile (partea financiara a planului individual de investitii).

In data de 6 mai 2021, Consiliul de Administratie al ELSA l-a ales pe dl. Iulian Cristian Bosoanca in calitate de Presedinte al Consiliului de Administratie incepand cu data de 6 mai 2021 si pana la data de 31 decembrie 2021 si a hotarat urmatoarea componenta a comitetelor consultative, incepand cu data de 6 mai 2021 si pana la data de 31 decembrie 2021:

• Comitetul de Audit si Risc:
• dl. Radu Mircea Florescu Presedinte;
• dl. Dragos-Valentin Neacsu membru;
• dl. Iulian Cristian Bosoanca membru.
• Comitetul de Nominalizare si Remunerare:
• dl. Adrian-Florin Lotrean Presedinte;
• dl. Radu Mircea Florescu– membru;
• dl. Ion Cosmin Petrescu membru.
• Comitetul de Strategie si Guvernanta Corporativa:
• dl. Gicu Iorga Presedinte;
• dl. George Cristodorescu membru;
• dl. Adrian-Florin Lotrean membru

La recomandarea Comitetului de Nominalizare si Remunerare, in cadrul sedintei din data de 27 septembrie 2021, Consiliul de administratie al ELSA a hotarat numirea domnului Stefan-Ionut Pascu, cetatean roman, in calitate de director executiv provizoriu al Directiei Dezvoltarea Corporativa a Afacerii (C.C.D.O), incepand cu data de 1 octombrie 2021, pentru o perioada de trei luni.

◼ Litigii

▪ In data de 3 februarie 2021, Tribunalul Bucuresti, sectia a VII-a Civila, a confirmat planul de reorganizare al societatii Transenergo Com S.A. (Transenergo) propus de catre administratorul special din dosarul nr. 1372/3/2017. Conform acestui plan, creditorii chirografari nu vor beneficia de distribuiri de sume. ELSA detine o creanta chirografara in cuantum de 37 mil. RON, formata din debit principal in cuantum de 35,7 mil. RON si penalitati in cuantum de 1,3 mil. RON, calculate pana la data deschiderii procedurii insolventei. Avand in vedere faptul ca ELSA este beneficiara unei polite de asigurare in valoare de 4 mil. RON, avand ca obiect garantarea obligatiilor de plata ale Transenergo rezultate din Contractul de prestari servicii PRE nr. 77/2005, suma de 4 mil. RON a fost inscrisa sub conditia rezolutorie a recuperarii sumelor de la asigurator. ELSA a atacat cu apel sentinta de confirmare a planului de reorganizare, apel ce face obiectul dosarului nr. 1372/3/2017/a35 al Curtii de Apel Bucuresti, aflat in procedura de regularizare; executarea planului nu este suspendata pe perioada judecarii apelului.

La termenul din data de 23 iunie 2021, instanta a respins definitiv apelul formulat de catre ELSA impotriva sentintei de confirmare a planului de reorganizare al Transenergo Com S.A. nr. 469/3 februarie 2021, emisa de catre Tribunalul Bucuresti – Sectia a VII-a Civila in dosarul nr. 1372/3/2017.

Avand in vedere faptul ca expunerea inregistrata de ELSA in relatia cu Transenergo este integral provizionata, rezolutia din acest dosar nu are un impact negativ asupra rezultatelor financiare ale companiei aferente anilor 2020 sau 2021, impactul fiind inregistrat in perioadele anterioare (anii 2016 si 2017).

▪ Prin incheierea din data de 27 aprilie 2021, Tribunalul Bucuresti a hotarat suspendarea judecarii cauzei ce formeaza obiectul dosarului nr. 35729/3/2019 pana la solutionarea definitiva a dosarului nr. 2229/2/2017, aflat pe rolul Curtii de Apel Bucuresti.

Dosarul nr. 35729/3/2019 are ca obiect atragerea raspunderii patrimoniale a persoanelor care au ocupat functiile de administrator si respectiv de directori ai ELSA, pentru obligatiile neindeplinite/indeplinite necorespunzator, conform art. 155 din Legea nr. 31/1990, care au determinat inregistrarea prejudiciilor retinute de Curtea de Conturi a Romaniei prin Decizia nr. 11/23 decembrie 2016, precum si impotriva reprezentantului Autoritatii pentru Valorificarea Activelor Statului in AGOA ELSA din data de 10 decembrie 2008 si a emitentului mandatului de vot la respectiva AGOA.

▪ Sentinta civila nr. 1368/18 decembrie 2020, pronuntata in rejudecarea dosarului nr. 4804/2/2020 (fost nr. 7341/2/2014) de catre Curtea de Apel Bucuresti, prin care a fost respinsa ca neintemeiata cererea de chemare in judecata si cererile de interventie accesorie, a ramas definitiva prin nerecurare (potrivit informatiilor detinute la aceasta data). Dosarul are ca obiect solicitarea Fondului Proprietatea de anulare a art. I, punctele 2, 3, 8, 9 si 10 din Ordinul ANRE nr. 112/2014 pentru modificarea si completarea Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de distributie a energiei electrice, aprobate prin ordinul ANRE nr. 72/2013. ELSA si DEER au calitatea de intervenient accesoriu in cauza.

◼ Alte evenimente

• In data de 1 mai 2021, contractul de mandat al Directorului Directiei Dezvoltare Corporativa a Afacerii, doamna Anamaria-Dana Acristini-Georgescu a incetat efectiv, prin ajungerea la termenul de patru ani.
• In data de 10 iunie 2021 a fost semnat Actul Aditional nr. 1 la Conventia nr. 25/5 februarie 2020 incheiata de ELSA cu EFSA cu privire la Trezoreria Interna, prin care se majoreaza suma care poate fi imprumutata de EFSA in cadrul Conventiei de la valoarea de pana la 30 mil. RON la valoarea de pana la 180 mil. RON.
• In data de 28 iulie 2021 au fost semnate trei contracte de vanzare-cumparare de parti sociale in trei companii de proiect, de catre ELSA, in calitate de cumparator, cu dl. Emanuel Muntmark si cu dl. Catalin Mrejeru, in calitate de vanzatori, avand ca obiect principal de activitate productia de energie din surse regenerabile, dupa cum urmeaza:
• Un contract privind achizitia a 100% din partile sociale detinute de vanzatori in Crucea Power Park SRL, pentru un pret total estimat de 8.470.000 EUR. Pretul final se va determina prin ajustarea pretului total estimat in functie de capacitatea de productie, respectiv de stocare autorizata, pe baza unei formule de calcul stabilite contractual. Crucea Power Park SRL dezvolta proiectul eolian "Crucea Est", cu o capacitate instalata proiectata de 121 MW si o capacitate de stocare a energiei electrice proiectata de 60 MWh (15 MW x 4h), situat in extravilanul comunei Crucea, jud. Constanta;
• Un contract privind achizitia a 100% din partile sociale detinute de vanzatori in Sunwind Energy SRL, pentru un pret total estimat de 1.485.000 EUR. Pretul final se va determina prin ajustarea pretului total estimat in functie de capacitatea de productie autorizata, pe baza unei formule de calcul stabilite contractual. Sunwind Energy SRL dezvolta proiectul fotovoltaic "Satu Mare 2" cu o capacitate instalata proiectata de 27 MW, situat in vecinatatea orasului Satu Mare;
• Un contract privind achizitia a 100% din partile sociale detinute de vanzatori in New Trend Energy SRL pentru un pret total estimat de 3.245.000 EUR. Pretul final se va determina prin ajustarea pretului total estimat in functie de capacitatea de productie autorizata, pe baza unei formule de calcul stabilite contractual. New Trend Energy SRL dezvolta proiectul fotovoltaic "Satu Mare 3", cu o capacitate proiectata de 59 MW, situat in vecinatatea orasului Satu Mare.

Contractele prevad achizitionarea de catre Electrica a partilor sociale in cele trei companii si plata pretului aferent in patru etape; in prima etapa, la semnarea contractelor de vanzare cumparare, va fi achizitionat 30% din capitalul social al celor trei companii, ramanand ca restul actiunilor sa fie achizitionate in functie de stadiul

de dezvoltare al proiectului si de indeplinirea conditiilor suspensive.

◼ Evenimente ulterioare perioadei de raportare

• In data de 12 octombrie 2021, Electrica a incheiat cu DEER un Contract de Credit Intragrup, valabil pana la data de 12 octombrie 2029, suma care poate fi imprumutata de DEER in cadrul contractului fiind de pana la 246.325.000 RON.
• In data de 15 octombrie 2021, Consiliul de Administratie ELSA a hotarat convocarea Adunarii Generale Extraordinara a Actionarilor (AGEA) ELSA, principalele puncte pe ordinea de zi fiind:
• Aprobarea achizitionarii de catre Electrica, in calitate de Cumparator, a urmatoarelor participatii ale MT Project B.V. ("MTP") si HiTech Solar Investment GmbH ("HSI"), in calitate de Vanzatori:
  • ✓ in TCV Impex S.A. ("TCV"), societate de nationalitate romana, inregistrata in Registrul Comertului Ilfov sub nr. J23/1072/2018, CUI 19123942,
  • ✓ in ACV Solar Technology S.A. ("ACV"), societate de nationalitate romana, inregistrata in Registrul Comertului Ilfov sub nr. J23/351/2018, CUI 30042717,
  • ✓ in TIS Energy S.A. ("TIS"), societate de nationalitate romana, inregistrata in Registrul Comertului Ilfov sub nr. J23/354/2018, CUI 28563306,
  • ✓ in Delta & Zeta Energy S.A. ("DZE"), societate de nationalitate romana, inregistrata in Registrul Comertului Ilfov sub nr. J23/350/2018, CUI 29092649,
  • ✓ in Gama & Delta Energy S.A. ("GDE"), societate de nationalitate romana, inregistrata in Registrul Comertului Ilfov sub nr. J23/349/2018, CUI 29092657,

denumite in continuare, impreuna, Companiile, participatii care, impreuna, reprezinta 100% din capitalul social al fiecarei Companii in parte, astfel:

• ✓ 4.597.060 actiuni detinute de MTP din numarul total de 4.600.000 actiuni, reprezentand 99,936087%, respectiv 2.940 actiuni detinute de HSI din numarul total de 4.600.000 actiuni, reprezentand 0,063913% din capitalul social al TCV pentru un pret total de 5.997.900 EUR care va fi ajustat in conformitate cu prevederile Contractului de Vanzare Cumparare ("CVC");
• ✓ 4.249.100 actiuni detinute de MTP din numarul total de 4.250.000 actiuni, reprezentand 99,978824%, respectiv 900 actiuni detinute de HSI din numarul total de 4.250.000 actiuni, reprezentand 0,021176% din capitalul social al ACV pentru un pret total de 6.058.500 EUR care va fi ajustat in conformitate cu prevederile CVC;
• ✓ 5.899.100 actiuni detinute de MTP din numarul total de 5.900.000 actiuni, reprezentand 99,984746%, respectiv 900 actiuni detinute de HSI din numarul total de 5.900.000 actiuni, reprezentand 0,015254% din capitalul social al TIS pentru un pret total de 7.094.500 EUR care va fi ajustat in conformitate cu prevederile CVC;
• ✓ 5.993.322 actiuni detinute de MTP din numarul total de 6.000.000 actiuni, reprezentand 99,888700%, respectiv 6.678 actiuni detinute de HSI din numarul total de 6.000.000 actiuni, reprezentand 0,111300% din capitalul social al DZE pentru un pret total de 7.924.550 EUR care va fi ajustat in conformitate cu prevederile CVC;
• ✓ 6.693.382 actiuni detinute de MTP din numarul total de 6.700.000 actiuni, reprezentand 99,901224%, respectiv 6.618 actiuni detinute de HSI din numarul total de 6.700.000 actiuni, reprezentand 0,098776% din capitalul social al GDE pentru un pret total de 7.924.550 EUR care va fi ajustat in conformitate cu prevederile CVC.
• Aprobarea completarii structurii de garantii pentru creditul-punte in suma de pana la 750.000.000 RON cu caracter neangajant care va fi contractat de Electrica de la un consortiu format din bancile Erste Bank si Raiffeisen Bank insotit de o scrisoare de angajament pentru aranjarea unei emisiuni de obligatiuni

(conditionata de obtinerea aprobarilor corporative necesare) pentru a finanta oportunitatile de crestere anorganica, a carui contractare a fost aprobata prin Hotararea AGEA Electrica nr. 1 din 28 aprilie 2021, dupa cum urmeaza: pe langa garantia sub forma de ipoteca mobiliara pe conturile deschise de Electrica la BCR si Raiffeisen Bank, care va fi constituita pentru o valoare maxima de 825.000.000 RON, se va constitui ca garantie in favoarea bancilor, sub rezerva indeplinirii anumitor conditii detaliate in contractul de credit-punte, si o ipoteca mobiliara asupra creantelor prezente si viitoare ale Electrica rezultate din contractele de imprumut intragrup acordate din sumele trase din creditul-punte, care vor fi incheiate cu filialele sale in vederea derularii tranzactiilor de crestere anorganica, aceasta urmand a fi constituita pentru o valoare maxima ce nu va depasi plafonul total al garantiilor aprobat anterior, in cuantum de 825.000.000 RON.

• In data de 18 octombrie 2021 a fost comunicata companiei cererea de chemare in judecata prin care reclamanta, Alexandra Romana Augusta Borislavschi Popescu - fost Director Executiv al Directiei Guvernanta Corporativa & M&A, solicita plata unor sume de bani pretins datorate in baza contractului de mandat, respectiv:
• Obligarea paratei la plata sumei de 166.738 RON, reprezentand procentul de 55% din pachetul OAVT, in conformitate cu prevederile Anexei nr. 3 la contractul de mandat nr. 42/10.08.2015;
• Obligarea paratei la plata daunelor pentru neexecutarea obligatiei de plata a procentului de 55% din pachetul OAVT;
• Obligarea paratei la plata sumei de 11.973 RON, reprezentand remuneratia variabila anuala aferenta anului 2018;
• Obligarea paratei la plata sumei de 24.756 RON, reprezentand remuneratia variabila anuala aferenta anului 2019;
• Actualizarea sumelor prevazute la punctele anterioare cu dobanda legala penalizatoare. Penalitatile solicitate vor fi calculate ca dobanda legala plus 8%, platibila pentru fiecare zi de intarziere de la data inregistrarii cererii pana la plata procentului de 55% din pachetul OAVT de catre parata;
• Obligarea paratei la plata cheltuielilor ocazionate cu cererea de arbitraj.

Cauza a fost inregistrata pe rolul Curtii Internationale de Arbitraj de la Viena, sub nr. ARB-5670 Borislavschi (RO) vs. Energetica Electrica (RO).

• In data de 22 octombrie 2021 a fost semnat Actul Aditional nr. 2 la Conventia nr. 25/5 februarie 2020, incheiata de ELSA cu EFSA cu privire la Trezoreria Interna, prin care se majoreaza suma care poate fi imprumutata de EFSA in cadrul Conventiei de la valoarea de pana la 180 mil. RON la valoarea de pana la 245 mil. RON.
• In data de 3 noiembrie 2021, a fost semnat acordul de finantare ELSA printr-un credit-punte in suma de pana la 750 mil. RON cu caracter neangajant, de la consortiul format din Erste Bank si Raiffeisen Bank, conform deciziei AGEA din data de 28 aprilie 2021.

◼ Masuri adoptate in contextul COVID-19

In contextul crizei cauzate de pandemia COVID-19, reprezentantii ELSA au comunicat frecvent cu toate partile interesate, fiind emise comunicate care prezinta masurile luate de companiile din Grup si impactul COVID-19 asupra acestora.

In lupta impotriva pandemiei COVID-19, ELSA a adoptat toate masurile necesare, astfel incat activitatea companiilor din cadrul Grupului sa continue sa se desfasoare in conditii normale.

In ceea ce priveste segmentul de furnizare a energiei electrice si gazelor naturale, activitatile de incasare de numerar prin casieriile proprii, cele ale centrelor de relatii cu clientii, precum si activitatile in teren pentru clientii B2B (Business-to-Business) se desfasoara in conditii normale acestei perioade, cu asigurarea prestarii tuturor

serviciilor oferite anterior instituirii starii de urgenta, siguranta angajatilor si clientilor continuand sa fie o prioritate. Efectul OUG nr. 29/2020 pentru intreprinderi mici si mijlocii, prin care amanarea la plata a facturilor de energie electrica si gaze naturale este posibila in baza certificatelor pentru situatii de urgenta primite de companii, a fost unul minimal, tinand cont de portofoliul extins al EFSA. In acelasi timp, evolutia intervalelor de intarziere a incasarii creantelor pe parcursul anului 2021 nu a inregistrat modificari semnificative fata de anul anterior.

Planurile de masuri ale operatorului de distributie au in vedere pastrarea masurilor generale de preventie pentru personalul propriu, utilizatori si colaboratori, precum si masuri organizatorice care sa asigure gestionarea si functionarea in conditii de siguranta a infrastructurii de retea, la un nivel superior de calitate a serviciului de distributie a energiei electrice.

Managementul monitorizeaza in permanenta performanta financiara si lichiditatea companiilor din Grup pe mai multe paliere, pentru asigurarea disponibilitatii fondurilor necesare pentru desfasurarea activitatii, prin analizarea cu prioritate a fluxului de lichiditati, inclusiv a impactului pe care modificarile legislative il pot avea asupra activitatilor Grupului. Se urmareste securizarea incasarii facturilor de la clienti, utilizarea structurii de servicii bancare de concentrare a lichiditatii ("cash pooling"), precum si finantarile disponibile pentru companiile din Grup.

Segmentul de distributie

La finalul anului 2020, Electrica a incheiat cu succes procesul de fuziune a celor trei companii de distributie a energiei electrice din cadrul Grupului. Incepand cu data de 1 ianuarie 2021, noua companie Distributie Energie Electrica Romania S.A. (DEER) devine cel mai important operator de distributie a energiei electrice la nivel national, cu o acoperire de 40,7% din teritoriul Romaniei, care deserveste peste 3,8 milioane de utilizatori de retea.

Prin implementarea fuziunii, se vor putea obtine beneficii pe termen mediu si lung pentru toate partile interesate. Prioritatile actuale pentru segmentul de distributie sunt:

• eficientizarea costurilor;
• accelerarea digitalizarii principalelor procese de business;
• orientarea catre conceptul de smart grid prin promovarea la scara larga a contorizarii inteligente;
• imbunatatirea performantei operationale;
• cresterea calitatii serviciului de distributie;
• reducerea pierderilor in retelele de distributie.

◼ Activitatea de distributie

ANRE a emis documente pentru cadrul de reglementare care solicita din partea operatorilor de distributie eforturi suplimentare in vederea conformarii cu noile cerinte:

a) Reglementari referitoare la tarife:

▪ Tarifele de distributie aprobate pentru anul 2021

• au fost aprobate prin Ordinele ANRE nr. 220, 221 si 222/9 decembrie 2020, tarifele medii regionale pentru DEER avand urmatoarele cresteri fata de tarifele din 2020: MN +9,2%; TN +2,4%; TS +8,6% (tarifele din 2020 se refera la cei trei OD, inainte de fuziune). ANRE a aprobat reducerile cantitatilor de energie distribuita prognozate pentru anul 2021 (conform solicitarilor OD) si amanarea efectuarii corectiei de RRR pentru anul 2020 in tarifele de distributie din anul 2022.

▪ Fundamentarea tarifelor de distributie pentru anul 2022

• in data de 1 iulie 2021, DEER a trimis la ANRE datele de fundamentare a tarifelor de distributie pentru anul 2022. S-au solicitat ajustari pe niveluri de tensiune si zone, in scopul atenuarii, pana la sfarsitul PR4, a diferentelor existente in prezent intre tarifele regionale.
• ANRE a aprobat Ordinul nr. 3/20 ianuarie 2021 privind modificarea Metodologiei de stabilire a tarifelor de distributie aprobate prin Ordinul ANRE nr. 169/18 septembrie 2018:
• acordarea unui stimulent aditional de 2% la RRR pentru investitiile in reteaua electrica de distributie realizate din fonduri proprii in cadrul unor proiecte in care au fost atrase si fonduri europene nerambursabile, daca investitiile au fost realizate si puse in functiune de operatori dupa data de 1 februarie 2021;
• in situatia in care, pentru anumite categorii de imobilizari, se stabilesc prin legislatia primara alte durate reglementate de amortizare decat cele prevazute de Metodologie sau in Catalogul privind clasificarea si duratele normale de functionare a mijloacelor fixe, aprobat prin hotarare a Guvernului, amortizarea reglementata anuala aferenta respectivelor imobilizari se calculeaza pe baza duratelor reglementate de amortizare stabilite prin legislatia primara.
• Modificarea Metodologiei de stabilire a tarifelor de distributie dezbatere publica completari in sensul alinierii la reglementarile de racordare:
• consumatorii non-casnicii care nu pastreaza destinatia consumului sunt obligati sa restituie contravaloarea lucrarilor de racordare, iar OD sa diminueze BAR cu aceasta valoare;
• modalitatea de rambursare si recunoastere in cinci ani a cheltuielilor de racordare achitate de utilizatori.
• Ordinul ANRE nr. 101/30 septembrie 2021 pentru modificarea si completarea Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de distributie – in vigoare din 1 octombrie 2021:
• pret CPT: (i) ANRE are dreptul sa corecteze proiectia tarifelor de distributie pentru o perioada de reglementare sau pentru un an, in cazul in care constata ca au intervenit variatii semnificative ale preturilor pe piata de energie electrica, care conduc la modificarea importanta a costurilor aferente serviciului de distributie; (ii) la solicitarea justificata a OD, in venitul reglementat al anului t+1 se poate include o corectie a costului cu CPT reglementat prognozat pentru acel an, prin modificarea pretului de referinta, in functie de evolutia preturilor pe piata de energie electrica si de rezultatul analizei privind evolutia tarifelor pentru perioada de reglementare in curs;
• costuri cu personalul la solicitarea OD, insotita de documente justificative, ANRE poate accepta in venitul reglementat pentru anul t+1 o variatie a costurilor de personal aprobate anterior, generata de aparitia unor conditii neprevazute in momentul fundamentarii si aprobarii prognozei de costuri;
• destinatia locului de consum pentru utilizatorii noncasnici OD sunt obligati sa constate nerespectarea obligatiei utilizatorilor non-casnici de a pastra destinatia locului de consum, iar in acest caz utilizatorii sunt obligati sa restituie contravaloarea lucrarilor de proiectare si executie achitate de OD, iar OD exclude din BAR respectivele mijloace fixe;
• lucrari de racordare suportate de utilizatori mijloacele fixe puse in functiune in anul t din lucrarile de racordare achitate de utilizatori nu se includ in BAR, ci acestea se recunosc in venitul reglementat pentru anul t+1, prin includerea unei cincimi din valoarea rambursabila;
• la calculul profitului brut din alte activitati nereglementate se iau in considerare valoarea aferenta amortizarii contabile a mijloacelor fixe care nu fac parte din BAR si au fost finantate din surse proprii si pentru care OD a cedat folosinta unui tert.
• Ordin de amanare a aprobarii tarifelor de retea pentru anul 2022 dezbatere publica:

• ANRE a propus suspendarea aplicarii Metodologiei de stabilire a tarifelor de distributie in ceea ce priveste aprobarea tarifelor de distributie pentru anul 2022;

• tarifele de distributie si de transport aprobate pentru anul 2021 isi mentin aplicabilitatea pana la data de 31.03.2022;

• diferentele de venit ale operatorilor de retea rezultate in perioada 01.01-31.03.2022 se recupereaza conform Metodologiei;
• ANRE stabileste si aproba tarife pentru serviciul de distributie si de transport aferente anului 2022 cu aplicabilitate de la data de 01.04.2022.

b) Procedura de investitii

• Ordinul ANRE nr. 19/16 martie 2021 – in vigoare din 19 martie 2021:
• modificarea are in vedere stabilirea obligatiei OD de a realiza lucrarile de racordare ale clientilor finali, aditional planului anual de investitii.

c) Licente

• Regulamentul pentru acordarea licentelor si autorizatiilor in sectorul energiei electrice – modifica Ordinul nr. 12/2015 - dezbatere publica:
• OD au obligatia de a transmite la ANRE, pana la data de 31 decembrie 2022, informatiile pe care le detin cu privire la liniile electrice de joasa tensiune, precum si la bransamentele electrice mentionate in conditiile specifice asociate licentelor, in sistemul national de coordonate stereografic 1970, informatii ce se prezinta in format vectorial GIS (Geographic Information System), conform schemei publicate pe site-ul ANRE;
• atasarea unui set de date conexe datelor spatiale prezentate, in care se include valoarea si numarul de inventar ale componentelor RET/RED, necesara ANRE pentru verificarea mijloacelor fixe rezultate in urma finalizarii investitiilor realizate de titularii de licenta in vederea recunoasterii acestora in Baza Activelor Reglementate.

d) Sisteme de masurare inteligenta (SMI):

• ANRE a aprobat Ordinul nr. 94/18 august 2021 pentru modificarea si completarea Conditiilor-cadru pentru realizarea calendarului de implementare a sistemelor de masurare inteligenta a energiei electrice la nivel national aprobate prin Ordinul ANRE nr. 177/2018 - in vigoare din 1 ianuarie 2022:
• valoarea indicatorului "media anuala a ratelor zilnice de succes a transmiterii datelor de la contor la HES/MDMS" este de minim 80%. Indicatorul luat in considerare se calculeaza anual, pe fiecare post de transformare din zonele in care s-a implementat SMI. In cazul neindeplinirii acestei conditii, ANRE procedeaza la nerecunoasterea costurilor cu amortizarea si rentabilitatea corespunzatoare echipamentelor care asigura transmiterea datelor aferente posturilor de transformare respective, pentru anul respectiv;
• OD au obligatia sa indeplineasca tintele anuale prevazute in calendarul de implementare a SMI la nivel national aprobat, in proportie de minim 90% privind numarul total de utilizatori prevazut pentru integrare, cu respectarea tuturor zonelor planificate pentru integrare in perioada respectiva;
• facturarea serviciului de distributie se va efectua pe baza datelor de masurare inregistrate de SMI pentru utilizatorii ale caror locuri de consum/de producere si consum sunt integrate in SMI;
• montarea de contoare integrabile in SMI la racordarea utilizatorilor noi se va face numai pentru locuri de consum/de producere si consum situate in zone in care este programata implementarea SMI in urmatorii cinci ani.

e) Reglementari tehnice

Racordarea la retea

• Ordin ANRE nr. 16/10 martie 2021 modificarea Regulamentului privind racordarea utilizatorilor la retelele electrice de interes public (Ordinul ANRE nr. 59/2013) – in vigoare din 16 martie 2021:
• introducerea de prevederi referitoare la lucrarile de intarire introducerea obligatiei operatorului de retea de a recalcula valoarea componentei tarifului de racordare;
• eliminarea avizarii de catre ANRE a procedurilor privind racordarea utilizatorilor la retea;
• clarificarea circumstantelor de incetare a efectelor conventiei-cadru pentru predarea in exploatare a instalatiilor de racordare finantate de catre utilizatori, in proprietatea acestora.
• Ordin ANRE nr. 17/10 martie 2021 Procedura privind racordarea la retelele electrice de interes public a locurilor de consum apartinand utilizatorilor de tip clienti finali non-casnici prin instalatii de racordare cu lungimi de pana la 2.500 metri si clienti casnici – revizuirea Ordinului ANRE nr. 183/2020 – in vigoare din 16 martie 2021:
• includerea utilizatorilor de tip clienti casnici in categoria celor pentru care OD au obligatia de a finanta si realiza lucrarile de proiectare si executie a instalatiei de racordare;
• posibilitatea utilizatorilor clienti casnici precum si a celor non-casnici de a incheia contractul de proiectare si executie a instalatiei de racordare direct cu un operator economic atestat ales de acestia;
• aplicarea procedurii si pentru locurile de consum cu instalatii de stocare sau locurile de consum si de producere, cu sau fara instalatii de stocare, prevazute cu instalatii de producere a energiei electrice din surse regenerabile (prosumatori);
• se aplica:
  • a. utilizatorilor de tip clienti casnici care au depus cereri de racordare la operatorii de distributie concesionari dupa data de 19 decembrie 2020;
  • b. utilizatorilor de tip clienti finali non-casnici, care au depus cereri de racordare la operatorii de distributie concesionari dupa data de 30 iulie 2020.
• Ordin ANRE nr. 45/2021 - modificarea Regulamentului privind racordarea utilizatorilor la retelele electrice de interes public – in vigoare din 23 iunie 2021:
• Eliminarea obligatiei utilizatorului de a transmite operatorului de retea (OR), prin documentatia anexata cererii de racordare, planul urbanistic zonal ("PUZ") aprobat sau planul urbanistic de detaliu ("PUD") aprobat, daca acesta a fost solicitat prin certificatul de urbanism;
• Ordin ANRE nr. 53/2021 pentru aprobarea Metodologiei pentru evaluarea conditiilor de finantare a investitiilor pentru electrificarea localitatilor ori pentru extinderea retelelor de distributie a energiei electrice aprobate prin Ordinul ANRE nr. 36/2019 – in vigoare din 28 iunie 2021:
• aplicabila si in cazul in care o asociatie de autoritati publice solicita OD dezvoltarea retelei electrice de interes public in vederea racordarii in baza planurilor de dezvoltare regionala si de urbanism;
• s-a modificat definitia extinderilor de retele de distributie a energiei electrice, prin eliminarea sintagmei "intravilan" din continutul acesteia;

• pentru situatia in care autoritatea publica/utilizatorul/grupul de utilizatori decid sa finanteze integral investitia, s-a introdus in mod explicit, pe langa termenul pentru returnarea cotei de cofinantare a operatorului, si termenul pentru preluarea in proprietate de catre operator a elementelor de retea aferente cotei restituite. Se mentioneaza ca aceasta completare reprezinta o explicitare deoarece restituirea cotei se realizeaza simultan cu preluarea in proprietate;

• s-au adus clarificari privind valoarea cotei restituite autoritatii publice/utilizatorului/grupului de utilizatori, in situatia in care acestia decid sa finanteze integral investitia, prin stabilirea cotei pe baza minimului dintre valoarea lucrarilor conform ofertei OD si valoarea lucrarilor realizate specificata in PV de receptie a punerii in functiune a lucrarilor;

• pentru situatia in care autoritatea publica/utilizatorul/grupul de utilizatori decid sa finanteze integral investitia s-a facut precizarea ca proiectul tehnic si caietul de sarcini se realizeaza de catre acestia, cu un operator economic atestat de ANRE;
• in baza proiectului tehnic si a caietul de sarcini, autoritatea publica/utilizatorul/grupul de utilizatori realizeaza lucrarile privind dezvoltarea retelei electrice de distributie pentru electrificarea localitatilor ori pentru extinderea retelelor de distributie a energiei electrice cu un operator economic atestat de ANRE.
• Ordin ANRE nr. 85/2021 - Ordin pentru modificarea si completarea Ordinului ANRE nr. 74/2014 pentru aprobarea Continutului - cadru al avizelor tehnice de racordare (ATR) – in vigoare din 6 iulie 2021:
• - eliminarea obligatiei OD de a transmite la ANRE rapoarte privind contestatiile utilizatorilor referitoare la emiterea ATR.
• Proiect de ordin pentru aprobarea Procedurii privind determinarea capacitatii disponibile in retelele electrice pentru racordarea de noi instalatii de producere a energiei electrice – dezbatere publica:
• - obligatia ca activitatea sa fie realizata in intregime de personalul din cadrul Transelectrica;
• - informatiile necesare calculelor pentru nivelul de 110 kV sa fie furnizate OTS de catre operatorii de distributie care au in gestiune retelele respective;
• - modul de determinare al capacitatilor disponibile sa se stabileasca in fiecare nod al retelei, iar la nivelul retelei de distributie, in fiecare nod al retelei pentru nivelul de 110 kV si pe zona de concesiune;
• - obligatia elaborarii unei proceduri de catre OTS, necesara schimburilor de informatii intre OTS si OD, precum si calculelor care se fac pe baza acestor informatii;
• - principiile de determinare si criteriile obligatorii pe care metoda de calcul trebuie sa le indeplineasca;
• - obligatiile privind publicarea capacitatii disponibile si modul in care vor fi utilizate informatiile publicate;
• - calendar de implementare a acestei noi activitati continand responsabilitatile operatorilor de retea si date precise care asigura determinarea si publicarea datelor pe pagina de internet a OTS.

Prosumatori

• Ordinul ANRE nr. 15/10 martie 2021 Procedura privind racordarea la retelele electrice de interes public a locurilor de consum si de producere apartinand prosumatorilor care detin instalatii de producere a energiei electrice din surse regenerabile cu puterea instalata de cel mult 100 kW/loc de consum – in vigoare din 16 martie 2021:
• avand in vedere modificarile legislative aduse prin Legea nr. 290/2020, in vigoare din data de 19 decembrie 2020, a fost necesara revizuirea formei propuse anterior privind obligatiile OD de a finanta si realiza lucrarile de proiectare si executie a instalatiilor de racordare pentru clientii finali non-casnici, prin instalatii de racordare cu lungimi de pana la 2.500 metri si lucrarile de proiectare si executie a instalatiilor de racordare pentru clientii casnici;
• Ordin ANRE nr. 50/2021 pentru aprobarea regulilor de comercializare a energiei electrice produse in centrale electrice din surse regenerabile cu putere electrica instalata de cel mult 100 kW apartinand prosumatorilor – in vigoare din 1 iulie 2021:
• abroga Ordinul ANRE nr. 226/2018;
• revizuit ca urmare a modificarilor aduse de Legea nr. 155/2020 si Ordinul Ministerului Mediului, Apelor si Padurilor nr. 121/2021 de modificare a Ghidului de finantare a Programului privind instalarea sistemelor de

panouri fotovoltaice pentru producerea de energie electrica, in vederea acoperirii necesarului de consum si livrarii surplusului in reteaua nationala, aprobat prin Ordinul Ministerului Mediului nr. 1287/2018;

• eliminarea machetelor de raportare continute in Anexele 1 si 2 din Ordinul ANRE nr. 226/2018, cu preluarea integrala in proiectul de ordin de revizuire a Ordinului ANRE nr. 195/2019;
• Ordin ANRE nr. 52/2021 pentru aprobarea Metodologiei de monitorizare a sistemului de promovare a producerii energiei electrice din surse regenerabile de energie (SRE) - in vigoare din 1 iulie 2021:
• abroga Ordinul ANRE nr. 195/2019;
• sistematizarea colectarii datelor prin integrarea informatiilor si datelor cuprinse in reglementarile in domeniul promovarii energiei electrice din SRE;
• completarea datelor necesar a fi colectate pentru realizarea monitorizarii sistemului de promovare a energiei electrice produse in centrale electrice din SRE cu putere electrica instalata de cel mult 100 kW apartinand prosumatorilor, printr-o interfata software dedicata direct pe site-ul ANRE;
• introduce obligativitatea OD de a publica pe site-ul propriu, cu frecventa lunara, informatii privind prosumatorii racordati la reteaua electrica;
• introduce obligativitatea OD si a OTS, dupa caz, de a publica pe site-ul propriu, cu frecventa lunara, informatiile referitoare la avizele tehnice de racordare, contractele de racordare si certificatele de racordare emise in luna anterioara pentru centralele electrice apartinand producatorilor de energie electrica din surse regenerabile de energie (E-SRE) si a prosumatorilor.

Standardul de performanta a serviciului de distributie

• Ordin ANRE nr. 46/15 iunie 2021 pentru aprobarea Standardului de performanta a serviciului de distributie – in vigoare din 1 iulie 2021:
• standardul impune obligatii suplimentare pentru OD, iar pentru indeplinirea acestora vor fi necesare investitii suplimentare si majorarea cheltuielilor de operare;
• obligatia OD sa monitorizeze intreruperile scurte, si sa acordate compensatii pentru nerespectarea pragurilor impuse: IT=300 RON (>10 intreruperi/an), MT=10 RON (>10 intreruperi/saptamana), JT= 5 RON (>10 intreruperi/saptamana);
• obligatia respectarii termenului de 90 de zile de realizare a racordarii, inclusiv receptia si punerea in functiune a instalatiei de racordare, compensatia pentru nerespectare fiind de 100 RON;
• obligatia OD sa asigure, incepand cu 1 ianuarie 2022, abateri reduse ale tensiunii pe nivelul de JT (de la +10% la +5% din valoarea tensiunii nominale, monitorizata saptamanal), compensatiile fiind pentru persoane juridice: IT - 270 RON, MT si JT - 130 RON (pentru fiecare perioada de monitorizare), iar pentru persoane fizice: IT - 270 RON, MT si JT - 70 RON (pentru fiecare perioada de monitorizare);
• stabilirea unui calendar de implementare a analizoarelor de calitate, astfel incat 100% din statiile electrice sa fie monitorizate cu ajutorul acestor echipamente pana la sfarsitul anului 2026, respectiv 100% din posturile de transformare pana la 1 ianuarie 2028. Acest program de implementare este corelat cu prevederile calendarului de implementare a SMI;

• stabilirea unor intervale privind preluarea apelurilor telefonice efectuate de utilizatorii retelei prin centrele de telefonie gestionate de operatorii de distributie, si anume:

  • a) maxim 30 de secunde de la initierea apelului de catre utilizator pana la preluarea acestuia, fara interventia operatorului uman;
  • b) maxim 180 de secunde de la preluarea apelului pentru posibilitatea utilizatorului de a selecta optiunea de a transfera apelul la un operator uman;
  • c) maxim 20 de minute de la preluarea apelului pentru inceperea convorbirii utilizatorului cu un operator uman.

• Proiect de ordin pentru modificarea Standardului de performanta pentru seviciul de distributie dezbatere publica:

• prevede obligatii privind citirea si asigurarea accesului la datele istorice de consum pentru utilizatorii integrati in SMI, iar pentru depasirea perioadei de citire sau lipsa accesului la datele istorice de consum, se prevede acordarea de compensatii, astfel:
  • ✓ intervalul de citire a indexului grupului de masurare de catre OD este cel prevazut in contractele de distributie/furnizare a energiei electrice si poate fi mai mare de o luna, dar nu trebuie sa depaseasca sase luni, iar in cazul prosumatorilor, periodicitatea de citire a indexului grupului de masurare este o luna calendaristica;
  • ✓ compensatiile acordate pentru depasirea termenelor de efectuare a citirii indexului grupului de masurare pentru: (i) utilizatori, altii decat prosumatorii - 100 RON indiferent de nivelul de tensiune; (ii) prosumatori - 30 RON indiferent de nivelul de tensiune; (iii) lipsa accesului pentru mai mult de o luna la datele istorice de consum ale utilizatorilor care beneficiaza de SMI - 30 RON pe nivelul de JT.

Reglementari comerciale

• Ordin ANRE nr. 25/2021 privind modificarea contractului-cadru pentru serviciul de distributie in vigoare din 1 iulie 2021:
• in procesul de schimbare a furnizorului, in cazul clientilor casnici si non-casnici mici, citirea indexului grupului de masurare pentru decontare aferent unui loc de consum se realizeaza de catre OD, daca clientul final nu transmite indexul autocitit;
• OD are obligatia sa informeze furnizorul cu privire la modificarea perioadei de citire a grupului de masurare cu cel putin 60 de zile inainte de data modificarii;
• in termen de maximum doua luni de la intrarea in vigoare a prezentului ordin, OD si furnizorii de energie electrica actualizeaza contractele pentru serviciul de distributie a energiei electrice conform prevederilor contractului-cadru din anexa nr. 1 la Ordinul ANRE nr. 90/2015, cu modificarile si completarile ulterioare.
• Ordin ANRE nr. 82/2021 pentru modificarea si completarea Regulamentului de furnizare a energiei electrice la clientii finali, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 235/2019 si abrogarea Ordinului ANRE nr. 130/2015 privind aprobarea Procedurii privind alimentarea cu energie electrica a locurilor de consum proprii OD – in vigoare de la 1 iulie 2021 (cu exceptia prevederilor art. I pct. 25-27, 33 si 34 care intra in vigoare la data de 1 ianuarie 2022):
• - in cazul schimbarii furnizorului de energie electrica, clientii pot comunica noului furnizor indexul autocitit la data transmiterii notificarii de schimbare a furnizorului; furnizorul are obligatia de a prelua si de a transmite catre OD indexul auto-citit de clientul final; indexul autocitit se ia in considerare de catre OD la stabilirea consumului de energie electrica in procesul de schimbare a furnizorului;
• - in cazul in care clientul final nu transmite indexul autocitit, OD are obligatia citirii indexului echipamentului de masurare in perioada cuprinsa intre data transmiterii notificarii de schimbare a furnizorului si data schimbarii efective a furnizorului;
• - OD are obligatia de a crea si de a mentine in baza de date, pentru fiecare loc de consum, pentru fiecare din lunile ianuarie – decembrie, informatii privind consumul de energie electrica activa estimat, stabilit dupa caz, pe baza: (i) consumului de energie electrica inregistrat la locul de consum in perioada similara a anului precedent sau a consumului de energie electrica determinat tinand cont de cele mai recente citiri efectuate de OD; (ii) profilului de consum specific, determinat de OD pentru categoria respectiva de client final in cazul in care pentru locul de consum nu exista istoric de consum.

• - OD are obligatia de a permite accesul gratuit tuturor furnizorilor de energie electrica la datele din baza de date si de a-i informa asupra modalitatii de accesare a datelor;

• - pana la 1 noiembrie 2021, OD au obligatia sa puna la dispozitia furnizorilor de energie electrica datele de consum prevazute in ordin si sa publice pe paginile proprii de internet informatii privind modul de accesare a acestor date;

• - incepand cu data de 1 ianuarie 2022, in cazul locurilor de consum pentru care se incheie conventii de consum, facturarea serviciului de distributie se va realiza de catre OD, pe baza acestor conventii, in cazul in care pentru aceste locuri de consum nu exista index citit de catre OD sau de catre clientul final.

Regulament conformitate

• Ordinul ANRE nr. 97/8 septembrie 2021 privind aprobarea Regulamentului privind stabilirea programului de conformitate si desemnarea agentului de conformitate de catre operatorii de distributie a energiei electrice/gaze naturale si de catre operatorii de inmagazinare a gazelor naturale care fac parte dintr-un operator economic integrat pe verticala – in vigoare din 1 ianuarie 2022:
• - desemnarea, aprobarea si activitatea agentilor de conformitate OD vor trimite la ANRE nominalizarile agentului de conformitate pana la data de 1 noiembrie 2021, respectand urmatoarele conditii: (i) cu cel putin trei ani inainte de data desemnarii in calitate de agent de conformitate si pe toata perioada in care este desemnat agent de conformitate, sa nu fi detinut/sa nu detina nicio pozitie sau responsabilitate profesionala, interes sau relatie de afaceri, de ordin direct sau indirect, cu operatorul economic integrat pe verticala sau cu vreo parte a acestuia; (ii) sa aiba minimum cinci ani experientta in domeniul energiei electrice/gazelor naturale;
• - stabilirea modalitatii de intocmire si continutului programelor de conformitate intocmite de catre OD pentru energie electrica/gaze naturale, respectiv pentru inmagazinarea gazelor naturale;
• - implementarea masurilor prevazute in programul de conformitate si monitorizarea aplicarii programelor de conformitate, respectiv a masurilor din acestea.

e) Legislatie primara

• In data de 24 iulie 2020 a fost aprobata Legea nr. 155/24 iulie 2020 pentru modificarea si completarea Legii 123/10 iulie 2012:
• OD au obligatia sa asigure finantarea si realizarea in 90 de zile a racordarilor clientilor non-casnici, cu lungime sub 2.500 m.
• In data de 19 decembrie 2020, a intrat in vigoare Legea nr. 290/15 decembrie 2020 pentru modificarea si completarea Legii 123/10 iulie 2012:
• obligatia finantarii de catre OD a lucrarilor de racordare a clientilor casnici si recuperarea costurilor de racordare prin tarifele de distributie, cu o perioada de amortizare de 5 ani, in conformitate cu reglementarile ANRE.
• Legea energiei nr. 123/2012 – in dezbatere publica:
• atributii noi ale Ministerului Energiei (ME) avizeaza planurile de investitii ale OTS si ale OD din punct de vedere al asigurarii concordantei cu prevederile strategiei energetice si ale Planului National Integrat in domeniul Energiei si Schimbarilor Climatice (PNIESC) 2021-2030; aproba standardul de fiabilitate, emite autorizatii infiintare de noi capacitati de productie pe baza unei proceduri a ME emise in baza ordinului de ministru;
• pe piata angro se pot incheia, in toate intervalele de timp, tranzactii bilaterale negociate direct;

• in cazul clientului final casnic, in vederea emiterii facturii de regularizare, OD are obligatia de a asigura citirea indexului grupului de masurare la un interval de timp de maxim 3 luni;

• racordare clienti casnici la punerea in functiune a lucrarilor de racordare realizate, OD va rambursa solicitantului contravaloarea efectiva a lucrarilor de proiectare si executie a bransamentului, pana la o valoare medie a unui bransament, stabilita conform unei metodologii aprobate de ANRE. Activele rezultate ca urmare a lucrarilor de racordare intra in proprietatea operatorului de distributie de la momentul punerii in functiune, prin efectul prezentei legi, la valoarea rambursata clientului casnic, fiind recunoscute de catre ANRE ca parte din baza de active reglementate.

• racordare clienti noncasnici contravaloarea lucrarilor de racordare realizate, inclusiv a celor de proiectare a racordului/bransamentului, se suporta integral de catre acestia. Activele rezultate ca urmare a lucrarilor de racordare intra in patrimoniul operatorului de distributie de la momentul punerii in functiune, prin efectul prezentei legi, fara a fi recunoscute de ANRE ca parte din baza activelor reglementate - in cazul in care clientii finali nu dispun de SMI, OD asigura acestora contoare conventionale individuale care masoara cu acuratete consumul lor real. OD se asigura ca clientii finali au posibilitatea de a-si citi cu usurinta contoarele conventionale, fie direct, fie indirect, printr-o interfata online sau printr-o alta interfata adecvata care nu presupune legatura fizica cu contorul.
• OUG nr. 84/2021 in vigoare incepand cu 6 august 2021:
• abroga prevederea art. 72, alin (1) din OUG nr. 70/2020, conform careia OD si OTS asigura continuitatea alimentarii cu energie electrica in starea de alerta;
• sistarea prestarii serviciilor corespunzatoare neachitarii debitelor restante nu se poate realiza mai devreme de 90 de zile de la intrarea in vigoare a OUG nr. 84/2021.
• Legea nr. 259/29.10.2021 pentru aprobarea OUG nr. 118/2021 privind stabilirea unei scheme de compensare pentru consumul de energie electrica si gaze naturale pentru sezonul rece 2021 – 2022:
• in vederea regularizarii sumelor aferente schemei de sprijin, operatorii de distributie de energie electrica/gaze naturale au obligatia ca, in perioada aprilie - iunie 2022, suplimentar fata de citirile stabilite conform reglementarilor in vigoare, sa efectueze citirea indexului contorului la clientii finali care au beneficiat de schema de sprijin si sa comunice furnizorilor de energie electrica/gaze naturale datele de masurare ale acestora.

f) Legislatie europeana

• Parlamentul European a aprobat in luna iunie 2019 reglementarile europene cuprinse in Programul "Clean Energy for All Europeans", cuprinzand urmatoarele documente:
• Regulamentul nr. 941/2019 privind pregatirea pentru riscuri in sectorul energiei electrice;
• Regulamentul nr. 942/2019 de instituire a Agentiei Uniunii Europene pentru Cooperarea Autoritatilor de Reglementare;
• Regulamentul nr. 943/2019 privind piata interna de energie electrica se aplica incepand cu 1 ianuarie 2020, fara a fi necesara transpunerea in legislatia nationala;
• Directiva nr. 944/2019 privind normele comune pentru piata interna de energie electrica; se aplica incepand cu 1 ianuarie 2021, dupa transpunerea in legislatia nationala, prevederile cu impact fiind:
  • ✓ Consumul propriu tehnologic (CPT) fiecare operator de distributie actioneaza ca un facilitator de piata neutru in achizitionarea energiei electrice pentru acoperirea CPT, conform unor proceduri transparente, nediscriminatorii si bazate pe piata, atunci cand indeplineste aceasta functie;
  • ✓ cel putin 80% dintre clientii finali trebuie sa dispuna de contoare inteligente pana in 2024;
  • ✓ pana in anul 2026, procesul tehnic de schimbare a furnizorului ar trebui sa se poata realiza in 24 de ore;
  • ✓ comunitatile de energie ale cetatenilor (CEC) au acces la toate pietele de energie electrica, fie direct, fie prin agregare, in mod nediscriminatoriu.
• Ministerul Economiei si Ministerul Fondurilor Europene stabilesc arhitectura programelor de finantare UE pentru

2021-2027, astfel incat sectorul energetic romanesc sa intre pe traiectoria 'Green Deal".

g) Alinierea la legislatia europeana - Regulament UE nr. 943/2019:

Decontarea la 15 minute

• Ordinul ANRE nr. 27/31 martie 2021 Modificarea unor ordine ANRE interval decontare (ID) de 15 minute – in vigoare din 1 aprilie 2021:
• modificarea ordinelor ANRE care contin referiri la intervale de tranzactionare/livrare/decontare cu durata de o ora, in sensul schimbarii prin utilizarea sintagmei "interval de decontare" si stabilirea duratei acestui interval la 15 minute. Intervalul de decontare este o ora pana la data de 1 iulie 2021, respectiv de 15 minute, incepand cu data de 1 iulie 2021.

Functionarea pietei energiei electrice

• Ordinul ANRE nr. 26/31 martie 2021 pentru modificarea art. VII din Ordinul ANRE nr. 65/2020 in vigoare din 1 aprilie 2021:
• prin contract de furnizare pe termen lung se intelege orice contract cu durata de livrare mai mare sau egala cu 1 luna.
• Proiect de ordin pentru aprobarea clauzelor si conditiilor in materie de echilibrare dezbatere publica – faza III:
• achizitionarea de catre OTS, in cadrul platformelor europene pentru tranzactionarea energiei pentru echilibrare, a energiei provenita de la furnizorii de servicii de echilibrare din tarile membre UE;
• activarea separata pe sens a energiei de echilibrare provenita din rezerva de restaurare a frecventei cu activare automata (RRFa = noul termen folosit pentru a defini reglajul secundar);
• utilizarea produselor standard de energie de echilibrare in cadrul fiecarei platforme europene de energie de echilibrare, care au aceleasi caracteristici statice pentru toti furnizorii de servicii de echilibrare din fiecare stat membru UE;
• considerarea, in cadrul decontarii din piata interna de echilibrare, a schimburilor neintentionate de energie electrica dintre statele membre;
• aparitia pietei de capacitate pentru rezervele de restabilire a frecventei (RSF = noul termen folosit pentru a defini reglajul);
• Operatorul de retea (OR) colaboreaza si elaboreaza, in urma unui proces de consultare publica, o procedura unica privind modul de stabilire, verificare, confirmare de catre partile implicate si de implementare a modului de agregare a valorilor masurate aferente unei PRE, pe care fiecare OR o publica apoi pe pagina proprie de internet in termen de trei luni de la publicarea ordinului;
• intra in vigoare incepand cu 1 octombrie 2022.
• Proiect de ordin pentru aprobarea Regulilor de suspendare si restabilire a activitatilor de piata si a regulilor de decontare aplicabile:
• determinarea situatiilor si conditiilor in care OTS poate suspenda activitatile de piata cu diminuarea impactului asupra cuplarii pietelor de energie PZU si PI;
• identificarea activitatilor de piata care pot fi suspendate si a procedurii de suspendare si restabilire a acestora: etape, rol si responsabilitati OTS/operator piata energie electrica desemnat/factori implicati;
• procedura de comunicare care detaliaza sarcinile si actiunile pe care trebuie sa le indeplineasca fiecare parte;
• suspendarea pe perioada de colaps si a restaurarii din colaps a SEN a tuturor contractelor pe piata angro (inclusiv a tranzactiilor incheiate pe PZU si PI), iar vanzarea/achizitia sa se realizeze la un pret unic de

restabilire, respectiv modul de decontare aplicabila in aceste situatii, modul de efectuare a platilor si de contestare a decontarii;

• ordinul se va aplica incepand cu data de 1 octombrie 2022, data de la care se abroga Ordinul ANRE nr. 23/2016.

◼ Investitii

• In primele noua luni ale anului 2021, operatorul Distributie Energie Electrica Romania (DEER) a realizat si pus in functiune investitii in valoare de 271,4 mil. RON, reprezentand 48,6% din valoarea programului de puneri in functiune planificat pentru 2021 (i.e. 558,4 mil. RON, din care 549,1 mil. RON plan aferent anului 2021 si 9,3 mil. RON valori reportate aferente anului 2020; s-au realizat 265,1 mil. RON din planul aferent anului 2021 si 6,3 mil. RON recuperari aferente anului 2020). Aditional acestor valori, in planul PIF pentru anul 2021 sunt incluse lucrari privind racordarea, ca urmare a modificarilor legislative, de aprox. 104,1 mil. RON, planul total de puneri in functiune ajungand la 662,5 mil. RON; din lucrarile privind racordarile au fost realizate si puse in functiune investitii de 0,3 mil. RON.
• Planurile de investitii pentru anul 2021 au fost intocmite in conformitate cu "Procedura privind elaborarea si aprobarea programelor de investitii ale operatorilor economici concesionari ai serviciului de distributie a energiei electrice" aprobata prin ordinul ANRE nr. 204/14 noiembrie 2019 cu modificarile si completarile ulterioare.

Segmentul de furnizare

◼ Proiecte cheie

• Pornind de la schimbarile semnificative din piata de energie cu privire la cadrul de reglementare si de la competitia in continua crestere, EFSA a finalizat un proiect ambitios de transformare interna care si-a propus sa raspunda cu succes provocarilor actuale si viitoare si care a tintit in principal reorganizarea interna a companiei, in ceea ce priveste procesele de lucru interne si externe si fluidizarea experientei clientului in toate punctele de contact, precum si dezvoltarea unor noi competente specifice ariei de vanzari.
• In prima etapa, proiectul s-a concentrat pe elaborarea strategiei de vanzari, iar in faza a doua, efortul s-a indreptat catre imbunatatirea proceselor interne, a sistemelor si tehnologiei, si, in mod firesc, pe modernizarea structurilor organizatorice.
• In decursul anului 2020, EFSA a continuat implementarea proceselor de redefinire si adaptare la provocarile actuale ale pietei de energie, prin optimizarea si regandirea activitatilor, cu scopul de a putea oferi clientilor companiei servicii la cel mai inalt nivel profesional. In primele 9 luni ale anului 2021, EFSA si-a continuat eforturile de transformare a proceselor interne din ariile de vanzari si relatii cu clientii, punand accent pe digitalizare si informatizare.
• Prioritatile actuale pentru segmentul de furnizare sunt:
• imbunatatirea performantei operationale;
• accelerarea digitalizarii principalelor procese de business;
• dezvoltarea continua de produse si servicii cu valoare adaugata;
• cresterea calitatii serviciului de furnizare.

◼ Cadrul de reglementare

a) Legislatie primara

In perioada ianuarie – septembrie 2021 au fost adoptate urmatoarele acte normative, cu impact asupra activitatii de furnizare a energiei electrice si gazelor naturale:

• Legea nr. 226/2021 privind stabilirea masurilor de protectie sociala pentru consumatorul vulnerabil de energie:
• va intra in vigoare la 1 noiembrie 2021;
• masurile financiare prevazute pentru protectia consumatorilor vulnerabili sunt: ajutorul pentru incalzirea locuintei pe perioada sezonului rece, i.e. 1 noiembrie – 31 martie (max. 500 RON/luna pentru energie electrica, respectiv 250 RON/luna pentru gaze naturale); suplimentul de energie acordat pe tot parcursul anului (30 RON/luna pentru iluminat, respectiv 70 RON/luna, daca singura sursa de energie utilizata este energia electrica, si 10 RON/luna pentru gaze naturale); sumele corespunzatoare ambelor tipuri de ajutoare sunt virate direct furnizorilor si deduse din factura;

De protectia finaciara mentionata mai sus beneficiaza consumatorii care indeplinesc criteriile de eligibilitate privind veniturile. Astfel, venitul mediu net lunar pana la care se acorda ajutorul pentru incalzire este de 1.386 RON/persoana, in cazul familiei, si 2.053 RON, in cazul unei persoane singure.

• OUG nr. 118/2021 privind stabilirea unei scheme de compensare pentru consumul de energie electrica si gaze naturale pentru sezonul rece 2021-2022, aprobata cu modificari si completari prin Legea nr. 259/2021:
• schema de sprijin prevazuta va fi aplicata pentru perioada noiembrie 2021 martie 2022 si a fost instituita in contextul cresterii pretului pe pietele de energie electrica si gaze naturale la nivel international, precum si al efectelor provocate de aceste cresteri pentru populatia Romaniei;
• sunt prevazute urmatoarele scheme de sustinere a consumatorilor:
  • ✓ compensare pentru clientii casnici daca se incadreaza in limitele maxime de consum prevazute pentru intreaga perioada de aplicare (i.e. 1.500 kWh pentru energie electrica, 1.000 m³ pentru gaze naturale), respectiv lunar, si in pretul de referinta de 0,68 RON/kWh pentru energie electrica, respectiv 125 RON/MWh pentru gaze naturale; valoarea compensatiei este de 0,291 RON/kWh pentru energie electrica, respectiv 33% din factura pentru gaze naturale;
  • ✓ exceptare de la plata tarifelor reglementate, altor contributii si a accizei pentru IMM-uri, cabinete medicale individuale si alte profesii liberale, microintreprinderi, persoane fizice autorizate, intreprinderi individuale, intreprinderi familiale (i.e. tarife reglementate introducere/extragere din retea, tarif de distributie, tarif de servicii de sistem, tarif de transport, certificate verzi, contributie pentru cogenerare de inalta eficienta si acciza – pentru energie electrica; cost de transport, tarif de distributie si acciza – pentru gaze naturale);
  • ✓ plafonare pret final facturat la cel mult 1 RON/kWh, din care componenta de pret a energiei electrice de max. 0,525 RON/kWh pentru energie electrica, respectiv cel mult 0,37 RON/kWh, din care componenta de pret al gazelor naturale de max. 0,250 RON/kWh pentru gaze naturale pentru clientii casnici, spitale publice si private, unitati de invatamant publice si private si crese, organizatii neguvernamentale, unitati de cult, furnizori publici si privati de servicii sociale;
  • ✓ suspendarea platii facturilor la cerere, doar pentru consumatorii vulnerabili, pentru o perioada de minim 1 luna si maxim 6 luni;

• sunt prevazute, de asemenea, mecanisme de decontare a sumelor aferente schemelor de sprijin de la bugetul de stat catre furnizorii de energie electrica si gaze naturale.

• HG nr. 1077/2021 pentru aprobarea Planului de actiuni preventive privind masurile de garantare a securitatii aprovizionarii cu gaze naturale in Romania:

• nu sunt prevazute elemente substantiale de noutate fata de Planul anterior;
• obligatia particulara a furnizorilor ramane aceea de a garanta continuitatea in aprovizionarea cu gaze naturale catre clientii protejati in cele trei cazuri de criza in aprovizionarea cu gaze prevazute, respectiv clientilor casnici, IMM-urilor si prestatorilor de servicii sociale esentiale, producatorilor de energie termica, care nu pot functiona cu alti combustibili si care livreaza incalzire clientilor protejati mentionati; acestora, practic, nu le poate fi intrerupta alimentarea cu gaze naturale.

In ceea ce priveste legislatia conexa sectorului energetic, in contextul pandemiei de COVID-19, guvernul a decis prelungirea succesiva a starii de alerta instituite initial in anul 2020 (prin Hotararea nr. 394/2020), cu cate 30 de zile, dupa cum urmeaza: incepand cu 13 ianuarie 2021, prin HG nr. 3/2021; incepand cu 12 februarie 2021, prin HG nr. 35/2021; incepand cu 14 martie 2021, prin HG nr. 293/2021; incepand cu 13 aprilie 2021, prin HG nr. 432/2021; incepand cu 13 mai 2021, prin HG nr. 531/2021; incepand cu 12 iunie 2021, prin HG nr. 636/2021; incepand cu 12 iulie 2021, prin HG nr. 730/2021; incepand cu 11 august 2021, prin HG nr. 826/2021; incepand cu 10 septembrie, prin HG nr. 932/2021; incepand cu 10 octombrie, prin HG nr. 1090/2021.

Corelativ, pana la data de 6 august 2021, aceasta a presupus aplicarea masurilor cu impact asupra activitatii de alimentare cu energie electrica si gaze naturale (i.e. obligatia operatorilor de transport si distributie a energiei electrice si a gazelor naturale de a asigura continuitatea furnizarii serviciilor, iar, in situatia in care este incident un motiv de debransare/deconectare, amanarea efectuarii acestei operatiuni pana la incetarea starii de alerta).

Ulterior datei de 6 august 2021, prin intrarea in vigoare a OUG nr. 84/2021, au fost eliminate dispozitiile care interzic, pe perioada starii de alerta, deconectarea clientilor finali de energie electrica si gaze naturale. In ceea ce priveste sistarea furnizarii in caz de neachitare a datoriilor restante, conform OUG nr. 84/2021 aceasta masura nu va putea fi luata mai devreme de 90 zile de la intrarea in vigoare a OUG nr. 84/2021.

b) Legislatie secundara:

In decursul primelor 9 luni ale anului 2021, la nivelul cadrului de reglementare, s-au inregistrat modificari si completari in urmatoarele arii de activitate si reglementare:

Liberalizarea pietei de energie electrica

• Ordinul ANRE nr. 5/2021 pentru modificarea Ordinului ANRE nr. 171/2020 pentru aprobarea conditiilor de furnizare a energiei electrice de catre furnizorii de ultima instanta (FUI) si pentru modificarea si completarea Contractului – cadru de furnizare a energiei electrice la clientii casnici ai FUI, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 88/2015:
• contine prevederi privind reducerea comerciala pe care FUI o pot acorda clientilor casnici care aleg un contract de furnizare in regim concurential. Aceasta reducere, egala cu diferenta dintre pretul din oferta de serviciu universal aplicabila in perioada 1 ianuarie - 30 iunie 2021 si pretul din oferta concurentiala cu valoarea cea mai mica, valabila la data de 20 ianuarie 2021, se aplica pentru perioada de la 1 ianuarie 2021 si pana la cel putin 30 iunie 2021;

• Au fost introduse noi obligatii de informare de catre FUI a clientilor casnici din portofoliul propriu:

  • ✓ pana la data de 30 iunie 2021, odata cu fiecare factura emisa: o informare referitoare la eliminarea tarifelor reglementate, precum si un formular de selectie a ofertei, in forma stabilita de ANRE, care sa contina oferta concurentiala cu valoarea cea mai mica, o oferta concurentiala alternativa si oferta de serviciu universal, oferte aplicabile in semestrul I 2021, precum si valoarea reducerii comerciale acordate si perioada de aplicare, daca este cazul;

• ✓ in perioada 1 mai 30 iunie 2021, lunar: o oferta concurentiala si oferta de serviciu universal, aplicabile incepand cu data de 1 iulie 2021;

• ✓ in semestrul II 2021, odata cu fiecare factura emisa: o informare referitoare la eliminarea tarifelor reglementate.
• Ordinul ANRE nr. 6/2021 pentru modificarea Regulamentului de desemnare a FUI de energie electrica aprobat prin Ordinul ANRE nr. 188/2020:
• a fost modificata definitia clientilor non-casnici alimentati in regim de ultima instanta (UI), in sensul includerii clientilor care sunt preluati pentru ca nu au asigurata furnizarea din nicio alta sursa, precum si a celor care solicita furnizarea in regim de UI.

Piata cu amanuntul de energie electrica/gaze naturale – reglementari comerciale

• Ordinul ANRE nr. 82/2021 si nr. 91/2021 privind modificarea si completarea Regulamentului de furnizare a energiei electrice la clientii finali:
• modificarile/completarile sunt aplicabile, ca regula generala, de la 1 iulie 2021, iar, prin exceptie (e.g. noile prevederi privind solutionarea plangerilor clientilor privind factura, plata compensatiilor datorate in baza Standardului de performanta), de la 1 ianuarie 2022;
• modificarile privesc in principal: continutul si publicarea ofertei si contractului de furnizare (trebuie sa cuprinda toate elementele de pret si se publica, cumulativ, in Comparatorul de preturi al ANRE, pe pagina de internet si la punctul unic de contact), modalitatea de determinare a consumului in vederea facturarii in lipsa indexului citit/autocitit (estimarea consumului de catre furnizor pe baza celor mai recente citiri sau a consumului din perioada anterioara similara fiind permisa doar pana la sfarsitul anului 2021, ulterior se va realiza exclusiv in baza conventiei de consum emise de catre distribuitor si incheiate cu clientul final de catre furnizor), incheierea contractului de furnizare - documente necesare (i.e. actul de proprietate nu mai este obligatoriu, fiind inlocuit cu o declaratie pe propria raspundere privind dreptul asupra locului de consum), solutionarea plangerilor clientilor privind facturile si rezilierea contractului de furnizare pentru neplata facturilor (fara a fi obligatorie deconectarea locului de consum), completarea continutului obligatoriu al preavizului de deconectare.
• Ordinul ANRE nr. 83/2021 privind aprobarea Standardului de performanta pentru activitatea de furnizare a energiei electrice/gazelor naturale:
• reglementarea este comuna pentru energie electrica si gaze naturale, inlocuieste standardele in vigoare pentru cele doua domenii si este aplicabila de la 1 ianuarie 2022, cu exceptia prevederilor privind indicatorul referitor la preluarea apelurilor telefonice prin call center (aplicabile de 1 iulie 2023, respectiv de la 1 ianuarie 2024 in ceea ce priveste plata compensatiilor);
• sunt stabiliti 11 indicatori garantati de calitate privind timpii de raspuns la solicitari referitoare la: transmitere oferta de furnizare; incheiere contract de furnizare; modificare/completare contract de furnizare; facturi; intreruperea/limitarea furnizarii la locul de consum, dupa caz, dispusa de furnizor; reluarea furnizarii la locul de consum, a carei intrerupere/limitare a fost dispusa de furnizor, subiect legat de domeniul de activitate al operatorului de retea; transmiterea raspunsului primit de la operatorul de retea; procesul de schimbare a furnizorului; activitatea de furnizare, alta decat cele prevazute expres; timpul de preluare a unui apel telefonic efectuat prin serviciul de call center;
• pentru fiecare indicator de calitate, ANRE a stabilit un nivel garantat pe care furnizorii au obligatia de a-l respecta si pentru a caror nerespectare furnizorii vor achita automat/de drept compensatii tuturor categoriilor de clienti finali;
• este introdusa o modalitate de evaluare de catre ANRE a activitatii desfasurate de furnizori, printr-un sistem

de punctare stabilit in functie de gradul de respectare a nivelurilor garantate ale indicatorilor de calitate, clasificare care va fi facuta publica prin intermediul Comparatorului de preturi al ANRE;

• in concluzie, prin comparatie cu standardele actuale: a fost extins domeniul de aplicare in ceea ce priveste plata automata a compensatiilor catre toate categoriile de clienti, au fost introdusi mai multi indicatori de calitate garantati (11 fata de 8 pentru energie electrica, respectiv 4 pentru gaze naturale, in prezent), au fost dublate/triplate nivelurile compensatiei pentru gaze naturale, a fost introdusa modalitatea de clasificare a furnizorilor in functie de nivelul de respectare a indicatorilor de calitate garantati.

Piata angro de energie electrica/gaze naturale

• Ordinul ANRE nr. 7/2021 de aprobare a Regulamentului privind cadrul organizat de tranzactionare a produselor standardizate pe pietele centralizate de gaze naturale administrate de Bursa Romana de Marfuri S.A.:
• regulamentul cuprinde reguli de tranzactionare pentru pietele centralizate aferente produselor pe termen scurt, mediu si lung, respectiv produselor flexibile pe termen mediu si lung.
• Ordinul ANRE nr. 26/2021 privind modificarea Ordinului ANRE nr. 65/2020 privind modificarea si completarea unor ordine ANRE:
• in aplicarea prevederilor Regulamentului UE nr. 943/2019 privind privind piata interna de energie electrica (referitoare la comercializarea extrabursiera a energiei), a fost redefinit contractul de furnizare pe termen lung ca fiind orice contract cu durata de livrare mai mare sau egala cu o luna (fata de un an, conform reglementarii precedente);
• contractele de mai sus se incheie cu respectarea legislatiei privind concurenta si se raporteaza conform prevederilor Regulamentului UE privind integritatea si transparenta pietei angro de energie (REMIT).
• Ordinul ANRE nr. 27/2021 privind modificarea si completarea unor ordine ANRE:
• in implementarea regulilor europene privind intervalul de decontare la 15 minute, au fost modificate noua regulamente ce instituie reguli de tranzactionare pe pietele centralizate la termen de energie electrica, in care referirea la durata de o ora sa fie inlocuita cu referirea la durata intervalului de decontare, iar aceasta durata a intervalului de decontare sa fie de o ora pana la data de 1 iulie 2021, respectiv de 15 minute incepand cu data de 1 iulie 2021.
• Ordinul ANRE nr. 33/2021 privind modificarea si completarea Ordinului ANRE nr. 213/2020 pentru aprobarea Regulamentului de calcul si de decontare a dezechilibrelor partilor responsabile cu echilibrarea – pret unic de dezechilibru:
• noile reguli se aplica incepand cu 1 iunie 2021;
• este inlocuit modul de calcul pentru determinarea dezechilibrului si a obligatiilor de plata/drepturilor de incasare utilizate in formula pretului de dezechilibru, cu valorile pentru aceste schimburi primite de OTS de la platforma europeana; este modificat modul in care este remunerata energia electrica produsa de capacitatile de productie/instalatiile de stocare a energiei electrice care se afla in perioada de probe.
• Ordinul ANRE nr. 37/2014 pentru abrogarea Regulamentului de organizare si functionare a Pietei pentru Ziua urmatoare (PZU) de energie electrica, cu respectarea mecanismului de cuplare prin pret a pietelor si modificarea unor acte normative care reglementeaza PZU de energie electrica:
• abrogarea intra in vigoare de la 17 iunie 2021 si survine in contextul aplicarii unor norme armonizate la nivel european in vederea cuplarii unice a pietelor pentru ziua urmatoare.
• Ordinul ANRE nr. 30/2021 privind modificarea si completarea Metodologiei de regularizare a diferentelor

dintre alocari si cantitatile de gaze naturale distribuite aprobate prin Ordinul ANRE nr. 16/2020:

• noile reguli se aplica in procesul de echilibrare a sistemului de gaze naturale si reglementeaza situatia in care un operator de distributie nu transmite unui utilizator al retelei diferentele dintre alocare si cantitatile distribuite si/sau diferentele dintre alocarea lunara finala si suma cantitatilor alocate zilnic, precum si precizarea pretului mediu ponderat care se aplica in cazul in care contractul de distributie inceteaza in cursul anului gazier respectiv.
• Ordinul ANRE nr. 96/2021 privind modificarea si completarea Regulamentului de calcul si de decontare a dezechilibrelor partilor responsabile cu echilibrarea – pret unic de dezechilibru, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 213/2020:
• modificarile privesc urmatoarele actualizari: a modului de determinare a dezechilibrului; a formulelor de determinare a preturilor de deficit si de excedent initiale; a termenelor de transmitere de catre Transelectrica a datelor preliminare si finale privind decontarea schimburilor neintentionate; a formulelor privind determinarea costurilor/veniturilor si a costurilor efective pentru energia de echilibrare.

Surse regenerabile de energie, certificate verzi, prosumatori

• Ordinul ANRE nr. 9/2021 privind stabilirea cotei obligatorii de achizitie de certificate verzi aferenta anului 2020:
• cota a fost stabilita la nivelul de 0,45074 CV/MWh (fata de 0,45061 CV/MWh cota estimata pentru anul 2020 si 0,433548 CV/MWh cota obligatorie pentru anul 2019).
• Ordinul ANRE nr. 15/2021 de aprobare a Procedurii privind racordarea la retelele electrice de interes public a locurilor de consum si de producere apartinand prosumatorilor care detin instalatii de producere a energiei electrice din surse regenerabile cu puterea instalata de cel mult 100 kW/loc de consum:
• reglementarea este relevanta pentru furnizorul de energie electrica intrucat acesta poate derula, in numele prosumatorului, procedurile aferente racordarii, i.e. transmiterea cererii de racordare, transmiterea notificarii in privinta realizarii lucrarii de racordare catre operatorul de distributie, transmiterea solicitarii pentru certificarea calitatii de prosumator.
• Ordinul ANRE nr. 50/2021 pentru aprobarea regulilor de comercializare a energiei electrice produse in centrale electrice din surse regenerabile cu putere electrica instalata de cel mult 100 kW apartinand prosumatorilor:
• noile reguli sunt aplicabile de la 1 iulie 2021;
• este introdusa, fata de impartirea anterioara in prosumatori persoane fizice si prosumatori persoane juridice, impartirea in prosumatori persoane fizice cu max. 27 kW putere instalata, respectiv prosumatori persoane fizice peste 27 kW si max. 100 kW si persoane juridice max. 100 kW, in aplicarea prevederilor referitoare la: determinarea cantitatii de energie electrica care beneficiaza de pretul special aplicabil, transmiterea datelor de masurare prin factura sau conform contractului de vanzare-cumparare incheiat cu furnizorul si regularizarea in factura sau intre facturi.
• Ordinul ANRE nr. 52/2021 pentru aprobarea Metodologiei de monitorizare a sistemului de promovare a producerii de energie electrica din surse regenerabile de energie:
• noua Metodologie este aplicabila de la 1 iulie 2021;
• este preluata din Regulile de comercializare a energiei electrice produse de prosumatori si completata, atat din punct de vedere al modalitatilor de transmitere, cat si al continutului, obligatia furnizorilor de a transmite lunar la ANRE informatii privind contractele de vanzare-cumparare incheiate cu prosumatorii.

Tarife reglementate si alte taxe/contributii

• Ordinul ANRE nr. 10/2021 privind modificarea Ordinului ANRE nr. 214/2020 privind aprobarea tarifului mediu pentru serviciul de transport, a componentelor tarifului de transport de introducere a energiei electrice in retea (TG) si de extragere a energiei electrice din retea (TL), a tarifului pentru serviciul de sistem si a pretului reglementat pentru energia electrica reactiva, practicate de Transelectrica S.A.:
• noile valori ale tarifelor sunt aplicabile de la 1 martie 2021;
• tariful de transport componenta de introducere a energiei electrice in retea TG = 1,3 RON/MWh (acelasi nivel ca cel anterior);
• tariful de transport componenta de extragere a energiei electrice din retea TL = 19,22 RON/MWh (acelasi nivel ca cel anterior);
• tariful pentru serviciul de sistem = 10,82 RON/MWh (reducere cu 9,5% fata de nivelul anterior).
• Ordinul ANRE nr. 21/2021 pentru abrogarea Ordinului ANRE nr. 14/2019 pentru aprobarea Metodologiei de stabilire a tarifelor reglementate pentru prestarea serviciilor de inmagazinare subterana a gazelor naturale:
• ordinul urmareste punerea in aplicare a modificarilor aduse in anul 2020 Legii energiei electrice si gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificarile si completarile ulterioare, conform carora, ulterior ciclului de extractie 2020-2021, inmagazinarea gazelor naturale nu va mai fi activitate reglementata;
• prin urmare, incepand cu 1 aprilie 2021, tarifele pentru serviciul de inmagazinare subterana a gazelor naturale nu mai sunt reglementate de ANRE, ci stabilite de operatorii de inmagazinare, iar accesul la depozitele de inmagazinare (i.e. conditiile aferente) va fi negociat intre operatorii de inmagazinare si utilizatori.
• Ordinul ANRE nr. 111/2021 pentru modificarea Ordinului ANRE nr. 123/2017 privind aprobarea contributiei pentru cogenerarea de inalta eficienta:
• noua contributie, valabila de la 1 noiembrie 2021, se regaseste in pretul final al energiei electrice si este cu aprox. 50% mai mare decat valoarea aplicabila anterior (i.e. 0,02554 RON/kWh de la 0,01712 RON/kWh).

Investigatii pe piata de energie

• Ordinul ANRE nr. 22/2021 privind modificarea si completarea Regulamentului pentru organizarea si desfasurarea activitatii de investigatie in domeniul energiei privind functionarea pietei angro de energie, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 25/2017:
• modificarile Regulamentului privesc, printre altele, procedura de solutionare a plangerilor/sesizarilor, furnizarea datelor, informatiilor si documentelor solicitate de ANRE, drepturile membrilor echipei de investigatie in raport cu participantii la piata.

Licenta furnizare gaze naturale – conditii de valabilitate

• Ordinul ANRE nr. 24/2021 privind modificarea si completarea unor ordine ANRE:

• au fost aprobate modificari ale Conditiilor de valabilitate asociate licentei de furnizare a gazelor naturale: e.g. obligatie de a notifica ANRE, in termen de 5 zile lucratoare, pentru orice modificari ale denumirii, sediului sau datelor de contact; eliminarea obligatiei de notificare a ANRE asupra deciziilor de schimbare/constituire/desfiintare a sediului/sediilor principale sau secundare, punctelor unice de contact, punctelor de informare regionala/locala; completarea modalitatilor de comunicare cu sau transmitere de informatii catre ANRE (e.g. inclusiv suport magnetic - CD/DVD/memory stick transmis/depus la registratura ANRE; prin incarcare pe pagina de internet a ANRE etc.).

• Ordinul ANRE nr. 42/2021 privind aprobarea Conditiilor-cadru de valabilitate asociate licentei pentru activitatea de trader de gaze naturale:

• sunt stabilite drepturile si obligatiile titularilor licentei de trader de gaze naturale, cu mentiunea ca licenta de trader este absolut necesara doar in cazul desfasurarii exclusive a acestei activitati, altfel, licenta de furnizare a gazelor naturale permitand si desfasurarea activitatii de trading.

Sisteme de masurare inteligenta (SMI) a energiei electrice

• Ordinul ANRE nr. 94/2021 privind modificarea si completarea Conditiilor cadru pentru realizarea calendarului de implementare a sistemelor de masurare inteligenta a energiei electrice la nivel national aprobate prin Ordinul ANRE nr. 177/2018 si pentru modificarea Ordinului ANRE nr. 88/2015 pentru aprobarea Contractelor cadru de furnizare a energiei electrice la clientii casnici si non-casnici ai furnizorilor de ultima instanta, a conditiilor generale pentru furnizarea energiei electrice la clientii finali ai furnizorilor de ultima instanta, a modelului facturii de energie electrica si a modelului conventiei de consum energie electrica, utilizate de furnizorii de ultima instanta:
• modificarile si completarile cu impact asupra activitatii furnizorilor, aplicabile de la 1 ianuarie 2022, privesc urmatoarele aspecte: prelucrarea datelor cu caracter personal, colectate si tranzitate prin SMI (respectiv in baza acordului clientului, a carui obtinere este obligatia furnizorului pentru contractele cu servicii reglementate incluse); informarea utilizatorilor cu privire la integrarea locului de consum in SMI (care, pentru clientii FUI se va realiza de FUI prin transmiterea unei anexe, parte a contractului de furnizare); facturarea energiei la locul de consum/de producere si consum integrat in SMI (care, pentru clientii FUI, se va realiza de FUI exclusiv in baza datelor inregistrate de SMI, cu o singura derogare); facturarea serviciului de distributie a energiei pentru locurile de consum inregistrate in SMI (care se va realiza exclusiv pe baza datelor de masurare inregistrate de SMI).

Unbundling (separarea activitatilor) in sectorul gazelor naturale

• Ordinul ANRE nr. 93/2021 pentru modificarea Regulamentului privind separarea contabila a activitatilor desfasurate de catre titularii de licente din sectorul gazelor naturale aprobat prin Ordinul ANRE nr. 21/2020:
• de interes sunt prevederile referitoare la activitatea de furnizare de ultima instanta a gazelor naturale (activitate nereglementata in conditiile reglementarilor actuale ale ANRE, in vigoare din 2020), in legatura cu care obligatia de a tine evidente contabile separate si a de transmite raportarile corelative catre ANRE este conditionata de realizarea acesteia la preturi reglementate.

2.2. Sumar al indicatorilor financiari

Sumarul principalilor indicatori financiari este prezentat in continuare:

• In perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021, EBITDA s-a redus cu 354,2 mil. RON fata de perioada similara a anului 2020, la 475,1 mil. RON;
• Cheltuielile de capital in primele noua luni ale anului 2021 au fost de 297,2 mil. RON, in scadere cu aprox. 28,7% fata de 416,5 mil. RON in 9L 2020, corelate cu evolutia anuala valorica a planurilor de investitii aprobate si alocarea planului de investitii de-a lungul anului;
• Profitul operational inregistrat la 9L 2021 este de 115,6 mil. RON, acesta inregistrand o reducere de 74,9% comparativ cu aceeasi perioada a anului trecut, cand Grupul a inregistrat un profit operational de 461,3 mil. RON, in principal ca urmare a majorarii preturilor de achizitie a energiei electrice pe segmentul de furnizare a energiei electrice, in urma liberalizarii complete a pietei de energie electrica, dar si a efectului nerecurent din 2020 constand in recuperarea diferentelor de costuri de achizitie a energiei electrice din perioadele anterioare pe segmentul reglementat de furnizare si recunoasterea venitului din reversarea ajustarilor de depreciere pentru TVA neincasat aferent creantelor incerte in legatura cu Oltchim, ca urmare a ajustarii TVA;
• Cheltuielile cu achizitia de energie electrica au crescut cu 648,4 mil. RON, sau 23,4%, la 3.422,6 mil. RON in perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021, fata de 2.774,2 mil. RON in perioada comparativa, in principal ca rezultat al majorarii pretului de achizitie a energiei electrice pe segmentul de furnizare;
• In 9L 2021, veniturile din segmentul de furnizare de energie electrica au crescut cu 383,5 mil. RON, sau 10,4%, comparativ cu aceeasi perioada a anului trecut, la 4.066,6 mil. RON (din care 4.045,2 mil. RON venituri cu clienti externi grupului), in principal ca urmare a cresterii preturilor de vanzare; contributia segmentului de furnizare la veniturile consolidate ale Grupului este de 80,6%;
• Veniturile din segmentul de distributie de energie s-au redus cu 97,2 mil. RON, sau 4,8%, la 1.925,9 mil. RON (din care 938,4 mil. RON venituri cu clienti externi grupului), fata de 9L 2020; contributia segmentului de distributie de energie electrica la veniturile consolidate ale Grupului este de 18,7%.

3. Structura Organizatorica

3.1. Structura Grupului

La 30 septembrie 2021, cel mai mare actionar al ELSA este Statul Roman, reprezentat prin Ministerul Economiei, Energiei si Mediului de Afaceri, detinand 48,79% (31 decembrie 2020: 48,79%).

Prezentarea filialelor Grupului

Filiala	Activitatea	Cod unic de inregistrare	Sediu social	% participatie la 30 septembrie 2021
Distributie Energie Electrica Romania S.A. ("DEER")	Distributia energiei electrice in zonele geografice Transilvania Nord, Transilvania Sud si Muntenia Nord	14476722	Cluj-Napoca	99,99999929%
Electrica Furnizare S.A. ("EFSA")	Comercializarea energiei electrice si furnizarea de gaze naturale	28909028	Bucuresti	99,9998415011992%
Electrica Serv S.A. ("SERV")	Servicii in sectorul energetic (intretinere, reparatii, constructii)	17329505	Bucuresti	99,99998095%
Electrica Productie Energie S.A. ("EPE")	Productia de energie electrica	44854129	Bucuresti	99,9920%
Electrica Energie Verde 1 S.R.L.* ("EEV1" – fosta Long Bridge Milenium SRL)	Productia de energie electrica	19157481	Bucuresti	100%*
Sursa: Electrica

*detinere indirecta - Electrica Energie Verde 1 S.R.L. este detinuta 100% de catre filiala EFSA

Activitatile principale ale Grupului sunt distributia reglementata de energie electrica (prin operarea si dezvoltarea retelelor de distributie a energiei electrice) si furnizarea energiei electrice consumatorilor finali. Grupul este operatorul de distributie a energiei electrice si principalul furnizor de energie electrica in regiunile Transilvania Nord (judetele Cluj, Maramures, Satu Mare, Salaj, Bihor si Bistrita-Nasaud), Transilvania Sud (judetele Brasov, Alba, Sibiu, Mures, Harghita si Covasna) si Muntenia Nord (judetele Prahova, Buzau, Dambovita, Braila, Galati si Vrancea), asigurand deservirea utilizatorilor de retea prin operarea instalatiilor ce functioneaza la tensiuni intre 0,4 kV si 110 kV (linii electrice, posturi si statii de transformare).

Operatorul de distributie pentru cele trei regiuni - TN, TS si MN, factureaza serviciul de distributie a energiei electrice catre furnizorii de energie electrica (in principal catre filiala EFSA, furnizorul principal de energie electrica din zonele Muntenia Nord, Transilvania Nord si Transilvania Sud), care factureaza mai departe consumul de electricitate catre consumatorii finali.

EFSA este furnizor de energie electrica in piata concurentiala si este desemnat si furnizor de ultima instanta (FUI) la nivel national.

FUI asigura furnizarea energiei electrice la clientii finali care beneficiaza, in conditiile legii, de serviciul universal, clientilor noncasnici care nu si-au exercitat dreptul de eligibilitate si clientilor noncasnici preluati pentru ca nu au asigurata furnizarea energiei electrice din nicio alta sursa.

In ceea ce priveste segmentul de productie de energie electrica, acesta este reprezentat de filiala EEV1, ce detine un parc fotovoltaic in localitatea Stanesti, judetul Giurgiu, avand o capacitate instalata de 7,5 MW (capacitate de functionare limitata la 6,8 MW). Acestuia i s-au adaugat, incepand cu luna iulie 2021, trei proiecte de parcuri de productie, achizionate de ELSA (doua fotovoltaice – cu o capacitate instalata de 86 MW si un parc eolian cu o capacitate instalata de 121 MW, avand atasata si o capacitate de stocare a energiei electrice de 60 MWh).

3.2. Informatii cheie pe segmente

SEGMENTUL DE FURNIZARE

Date de piata (conform raport ANRE iulie 2021)

• Piata de furnizare este formata atat din segmentul concurential, cat si din segmentul de serviciu universal (SU) si furnizor de ultima instanta (FUI) (inainte liberalizarea pietei de 1 ianuarie 2021 segmentul de SU si FUI era reprezentat de segmentul reglementat)
• Segmentul de SU si FUI cuprinde sase furnizori de ultima instanta, in timp ce segmentul concurential cuprinde 90 furnizori (inclusiv cei de ultima instanta cu activitate pe segmentul concurential al pietei cu amanuntul, dintre care 83 sunt relativ mici, avand cota de piata mai mica de 4%)
• EFSA are o cota de piata de 18,16%; este lider de piata pe segmentul de SU si FUI, cu o cota de piata de 30,81%, pe piata concurentiala avand o cota de 11,59%. Comparativ, la decembrie 2020, EFSA a avut o cota de piata reglementata de 54,56% si o cota de piata concurentiala de 10,86% (raport ANRE decembrie 2020)
• In 9L 2021, Grupul a furnizat catre aproximativ 3,5 mil. locuri de consum (atat in regim de serviciu universal si ultima instanta, cat si de pe piata concurentiala) 6,9 TWh de energie electrica, reprezentand o crestere de 1,3% fata de perioada similara a anului anterior.

SEGMENTUL DE DISTRIBUTIE

Informatii pentru perioada incheiata la 30 septembrie 2021

• Baza Activelor Reglementate (BAR) estimata la sfarsitul 9L 2021 a fost de 5,8 mld. RON
• 200.774 km de linii electrice 7.600 km pentru inalta tensiune ("IT"), 46.403 km pentru medie tensiune ("MT") si 146.771 km pentru joasa tensiune ("JT")
• Suprafata totala acoperita: 97.196 km² , 40,7% din teritoriul Romaniei
• 3,8 mil. utilizatori deserviti la sfarsitul 9L 2021 pentru activitatea de distributie
• 13,8 TWh de energie electrica distribuita in 9L 2021, in crestere cu 7,3% fata de 9L 2020.

Figura 1: Distributia de energie electrica pe niveluri de tensiune (TWh)

Joasa tensiune Medie tensiune Inalta tensiune

Sursa: Electrica

4. Structura Actionariat

Pana in luna iulie 2014, Statul Roman, prin reprezentantul sau (in prezent, Ministerul Energiei), era singurul actionar al ELSA. Incepand cu data de 4 iulie 2014, dupa derularea Ofertei Publice Initiale, actiunile companiei sunt listate la Bursa de Valori Bucuresti (BVB – simbol EL), iar certificatele globale de depozit sunt listate la Bursa de Valori de la Londra (London Stock Exchange – LSE – simbol ELSA).

Ulterior ofertei publice secundare care s-a incheiat in data de 3 decembrie 2019, in cadrul careia au fost subscrise un numar total de 208.554 actiuni noi, cu o valoare nominala de 10 RON si o valoare nominala totala de 2.085.540 RON, structura actionariatului, conform evidentelor Depozitarului Central, la data de 30 septembrie 2021 este urmatoarea:

Actionar	Numar de actiuni detinute	Procent din capitalul social	Numar actiuni cu drept de vot	Procent din drepturile de vot
Statul Roman prin Ministerul Energiei	169.046.299	48,7948%	169.046.299	49,7850%
Banca Europeana pentru Reconstructie si Dezvoltare	17.355.272	5,0096%	17.355.272	5,1112%
Electrica (fara drept de vot)	6.890.593	1,9890%	0	0,0000%
Bank of New York Mellon - GDR-uri	2.707.556	0,7815%	2.707.556	0,7974%
Alte persoane juridice	134.426.677	38,8019%	134.426.677	39,5893%
Persoane fizice	16.017.200	4,6233%	16.017.200	4,7171%
TOTAL	346.443.597	100,0000%	339.553.004	100,0000%

Sursa: Depozitarul Central, Electrica

Nota 1: Actiuni cu drept de vot – 339.553.004, reprezentand total actiuni (346.443.597) minus actiunile proprii detinute de Electrica (6.890.593), care au dreptul de vot suspendat

Nota 2: Paval Holding, NN Group NV, Allianz SE detin, direct sau indirect, intre 5% si 10% din numarul total de actiuni cu drept de vot

Actiunile prezentate a fi detinute de catre Bank of New York Mellon reprezinta certificatele globale de depozit (GDRuri) detinute de actionari ELSA care se tranzactioneaza la bursa de valori de la Londra (LSE). Un certificat global de depozit reprezinta patru actiuni. Bank of New York Mellon este banca depozitara pentru aceste valori mobiliare.

In urma procesului de stabilizare dupa Oferta Publica Initiala din iunie 2014, ELSA detine 6.890.593 actiuni, reprezentand 1,989% din total capital social la 31 decembrie 2020, cu drept de vot suspendat, care nu confera ELSA dreptul de a primi dividende.

Figura 2: Structura actionariatului la data de 30 septembrie 2021

Sursa: Electrica

5. Rezultate operationale

Indicator	30 septembrie 2021 (nerevizuit si neauditat)	30 septembrie 2020 (nerevizuit si neauditat)	Variatie (%)
Venituri	5.017,5	4.776,5	5,0%
Alte venituri din exploatare	142,9	118,4	20,7%
Energie electrica si gaze naturale achizitionate	(3.422,6)	(2.774,2)	23,4%
Cheltuieli cu constructia retelelor electrice in legatura cu acordurile de concesiune	(279,4)	(494,8)	-43,5%
Beneficiile angajatilor	(596,9)	(565,5)	5,6%
Reparatii, intretinere si materiale	(66,1)	(70,1)	-5,8%
Amortizarea imobilizarilor corporale si necorporale	(361,3)	(367,2)	-1,6%
(Ajustari)/ Reluarea ajustarilor pentru deprecierea creantelor comerciale si a altor creante, net	(72,6)	69,8	-
Castig din achizitia de filiale	-	7,6	-
Alte cheltuieli de exploatare	(245,7)	(239,1)	2,8%
Profit din exploatare	115,6	461,3	-74,9%
Venituri financiare	2,5	7,8	-67,9%
Cheltuieli financiare	(19,8)	(18,4)	7,6 %
Rezultatul financiar net	(17,3)	(10,6)	63,0%
Profit inainte de impozitare	98,4	450,6	-78,2%
Cheltuiala cu impozitul pe profit	(26,3)	(54,5)	-51,7%
Profitul net	72,0	396,2	-81,8%

Informatie financiara selectata din situatia consolidata simplificata a profitului sau pierderii – in mil. RON:

Sursa: Electrica

Indicatori financiari cheie pentru perioada incheiata la 30 septembrie 2021:

• Venituri: 5 mld. RON, in crestere cu 5% comparativ cu 9L 2020;
• EBITDA: 475,1 mil. RON, reducere de 354,2 mil. RON, sau 42,7%, comparativ cu aceeasi perioada a anului trecut;
• EBIT: 115,6 mil. RON, o scadere de 345,7 mil. RON comparativ cu 9L 2020;
• EBT: 98,4 mil. RON, redus cu 352,2 mil. RON fata de 9L 2020;
• Rezultat net: profit de 72 mil. RON, in scadere cu 324,2 mil. RON fata de 9L 2020.

Venituri si alte venituri din exploatare

In perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021 si respectiv la 30 septembrie 2020, Electrica a inregistrat venituri si alte venituri din exploatare in valoare de 5.160,4 mil. RON si respectiv 4.894,9 mil. RON, ceea ce

reprezinta o crestere cu aprox. 265,5 mil. RON, sau 5,4%; variatia este generata in principal de evolutia veniturilor, alte venituri din exploatare inregistrand o crestere de aprox. 24,5 mil. RON.

Venituri

Sursa: Electrica

Veniturile au inregistrat o crestere de 241 mil. RON, sau 5%, fiind efectul net al urmatorilor factori principali:

• cresterea cu 383,5 mil. RON pe segmentul de furnizare;
• reducerea cu 97,2 mil. RON a veniturilor din segmentul de distributie;
• evolutia interna, in cadrul Grupului: veniturile intre filiale au crescut cu 69,8 mil. RON, generand un impact nefavorabil la nivel consolidat;
• cresterea cu 21,4 mil. RON pe segmentul de servicii aferente retelelor de distributie externe, in principal datorita prezentarii veniturilor SERV incepand cu anul 2021 in cadrul acestui segment operational, ca urmare a fuziunii SEM si SERV.

In perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021, veniturile din segmentul de distributie de energie electrica s-au redus cu aprox. 97,2 mil. RON, sau 4,8%, la 1.925,9 mil. RON, de la 2.023,1 mil. RON in aceeasi perioada a anului trecut, ca rezultat al urmatorilor factori:

• impact favorabil de aprox. 143,1 mil. RON, atat din cresterea volumelor de energie electrica distribuita cu aprox. 7,3%, cat si din majorarea tarifelor de distributie in medie cu 3,3%, comparativ cu 9L 2020;
• impact negativ din evolutia veniturilor recunoscute in conformitate cu IFRIC 12 veniturile din segmentul de distributie de energie sunt influentate de recunoasterea investitiilor in retea in legatura cu acordurile de concesiune, aceste venituri fiind reduse in 9L 2021 cu 221,8 mil. RON, comparativ cu aceeasi perioada a anului trecut;
• impact negativ din modificarile in structura segmentelor operationale in urma fuziunii SEM si SERV din 2020, veniturile SERV sunt prezentate din 2021 in segmentul de servicii aferente retelelor de distributie externe.

In ceea ce priveste segmentul de furnizare, veniturile din furnizarea de energie electrica si gaze naturale au crescut cu 383,5 mil. RON, sau 10,4%, la 4.066,6 mil. RON, de la 3.683,1 mil. RON in 9L 2020.

Variatia veniturilor aferente segmentului de furnizare este generata in principal de cresterea preturilor de vanzare a energiei electrice pe piata cu amanuntul cu 9,3% si de cresterea cantitatii de energie electrica furnizata pe piata cu amanuntul cu 1,3%.

In perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021, veniturile din CV a crescut cu 21,4 mil. RON, sau 5,2%, la 430,4 mil. RON, de la 409 mil. RON in aceeasi perioada a anului trecut. Valoarea certificatelor verzi inclusa in factura catre consumatorii finali, in conformitate cu reglementarile ANRE, a crescut de la 62,7 RON/MWh in T3 2020 la 64,1 RON/MWh in T3 2021.

Alte venituri din exploatare

Alte venituri din exploatare au crescut cu 24,5 mil. RON, sau 20,7%, la 142,9 mil. RON in perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021, de la 118,4 mil. RON in aceeasi perioada a anului precedent, fiind in principal efectul net al cresterii veniturilor din compensatii primite la rezilierea contractelor de furnizori pe segmentul de furnizare si al scaderii altor venituri la nivelul ELSA.

Energie electrica si gaze naturale achizitionate

In primele noua luni ale anului 2021, cheltuiala cu energia electrica si gazele naturale achizitionate a crescut cu 648,4 mil. RON, sau 23,4%, la 3.422,6 mil. RON, de la 2.774,2 mil. RON in perioada comparativa.

Aceasta variatie este generata in principal de majorarea costurilor energiei electrice pe segmentul de furnizare, la care se adauga cresterea costurilor cu energia electrica pentru acoperirea CPT si a costurilor cu achizitia certificatelor verzi, acestea din urma neavand impact in rezultat.

Tabelul de mai jos prezinta structura cheltuielilor cu energia electrica achizitionata pentru perioadele indicate:

Perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie (mil. RON)	2021	2020	%
Energie electrica achizitionata pentru acoperirea pierderilor de retea	531,3	470,8	12,9%
Energie electrica si gaze naturale achizitionate pentru furnizare	2.256,6	1.689,4	33,6%
Servicii de transport si de sistem aferente activitatii de furnizare	204,3	204,9	-0,3%
Certificate verzi	430,4	409,0	5,2%
Total energie electrica achizitionata	3.422,6	2.774,2	23,4%

Sursa: Electrica

Costul cu energia achizitionata pentru furnizare (inclusiv serviciile de transport si de sistem) a crescut cu 587,9 mil. RON, sau 25,5%, la 2.891,3 mil. RON in 9L 2021, de la 2.303,4 mil. RON inregistrate in aceeasi perioada din 2020.

Evolutia este determinata in principal de majorarea semnificativa a preturilor de achizitie a energiei electrice, atat pe segmentul concurential, cat si pe cel de serviciu universal si furnizor de ultima instanta (FUI), care in 2020 era segment reglementat si a fost influentat de recuperarea, sub forma de corectii pozitive, a unor pierderi din achizitie din anii anteriori, cand tarifele aprobate de ANRE se situau sub pretul efectiv de achizitie a energiei electrice, efect ce in 2021 nu a mai existat; de asemenea, a fost inregistrata si o crestere de 23,2% a cantitatii de energie electrica achizitionata pe segmentul concurential, comparativ cu perioada similara a anului trecut.

Acest efect a fost resimtit indeosebi in trimestrul III al anului in curs cand cresterea preturilor de achizitie a fost de 47% comparativ cu perioada similara din anul 2020.

In contextul liberalizarii, conform datelor OPCOM, pretul de achizitie pe Piata pentru Ziua urmatoare (PZU) a avut un trend ascendent in 9L 2021, pana la niveluri de maxim istoric pentru luna septembrie 2021. Astfel, preturile de tranzactionare pe PZU in luna septembrie 2021 au inregistrat o crestere de 197% fata de luna septembrie 2020 si 130% fata de aceeasi luna in 2019, fiind cele mai mari preturi de tranzactionare inregistrate vreodata la nivelul acestei luni.

Costul certificatelor verzi (CV) este recunoscut in situatia profitului sau pierderii pe baza unei cote cantitative stabilite de autoritatea de reglementare si este influentat de cantitatea de CV pe care Grupul trebuie s-o achizitioneze pentru anul curent si pretul de achizitie al CV pe piata centralizata. Costul cu achizitia certificatelor verzi este un cost

transferat la clientul final.

In perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021, costul cu achizitia CV a crescut cu 21,4 mil. RON, sau 5,2%, la 430,4 mil. RON, de la 409 mil. RON in aceeasi perioada a anului 2020.

Aceasta variatie a fost determinata in principal de:

• cresterea volumelor furnizate, pentru care exista obligatia de achizitie a certificatelor verzi, cu 3,2% (impact negativ 13,0 mil. RON);
• cresterea pretului de achizitie a certificatelor verzi cu 2,2%, de la un pret mediu de 139,2 RON/CV in T3 2020, la 142,2 RON/CV in T3 2021 (impact negativ de 8,4 mil. RON).

In ceea ce priveste segmentul de distributie, in perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021, costul energiei electrice achizitionate pentru acoperirea pierderilor in retea a crescut cu 60,5 mil. RON, sau 12,9%, la 531,3 mil. RON, de la 470,8 mil. RON, evolutia fiind generata in principal de cresterea a preturilor de achizitie a energiei electrice (efect negativ de 45,4 mil. RON), dar si de volume mai mari de energie electrica necesara pentru acoperirea pierderilor in retea (impact negativ de 15,1 mil. RON).

Efectul cresterii preturilor de achizitie a energiei electrice pentru CPT s-a resimtit cu precadere in trimestrul III cand cresterea preturilor a fost de 36% comparativ cu perioada similara din 2020.

Cheltuieli cu constructia retelelor electrice

In 9L 2021, cheltuielile cu constructia retelelor electrice in legatura cu contractele de concesiune au scazut cu aprox. 215,4 mil. RON, reprezentand 43,5%, la 279,4 mil. RON, de la 494,8 mil. RON in perioada comparativa. Evolutia este corelata cu cea a investitiilor realizate, aferente Bazei de Active Reglementate, si luand in considerare si impactul nerecurent din 2020, cand valoarea imobilizarilor a fost crescuta cu 86,4 mil. RON, in urma transferului sistemului AMR de la ELSA catre cele trei companii de distributie, sub forma de aport la capitalul social al acestora.

Beneficiile angajatilor

Cheltuielile cu beneficiile angajatilor au crescut cu 31,4 mil. RON, sau 5,6%, la 596,9 mil. RON in perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021, de la 565,5 mil. RON in aceeasi perioada a anului precedent, fiind in principal efectul net al:

• cresterilor salariale si a altor beneficii in aria de distributie, ca urmare a alinierii prevederilor CCM in cele trei regiuni in urma fuziunii;
• reducerii cheltuielilor in cadrul companiei de furnizare, unde in 9L 2021 nu au mai fost inregistrate costuri aditionale referitoare la platile compensatorii aferente programului de plecari voluntare din cadrul companiei, comparativ cu 9L 2020.

Reparatii, intretinere si materiale

In 9L 2021, cheltuielile cu reparatiile, intretinerea si materialele au inregistrat o scadere de 4 mil. RON, sau 5,8%, comparativ cu perioada similara a anului precedent, in principal ca urmare a reducerii nivelului de materiale si materii prime necesare in desfasurarea activitatii companiei de servicii energetice.

Ajustari pentru deprecierea creantelor comerciale si a altor creante, net

In 9L 2021, ajustarile pentru deprecierea creantelor comerciale si a altor creante au variat cu 142,4 mil. RON, ajungand la un impact negativ de 72,6 mil. RON, de la o influenta favorabila de 69,8 mil. RON in aceeasi perioada a anului precedent, fiind in principal efectul net al:

• ajustarilor de valoare pentru deprecierea creantelor comerciale, cu un impact negativ de aprox. 43,9 mil. RON, recunoscute pentru segmentele de furnizare si distributie ca urmare a evaluarii recuperabilitatii creantelor;

• impactului pozitiv de aprox. 105 mil. RON inregistrat in 2020, in urma reversarii ajustarilor de depreciere pentru TVA neincasat aferent creantelor incerte in legatura cu Oltchim, pentru care nu exista o suma corespondenta in 2021.

Castig din achizitia de filiale

In perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2020, a fost recunoscut un castig din achizitia de filiale de 7,6 mil. RON. Acest castig, care constituie un element nerecurent, fara efect in 2021, se refera la achizitia partilor sociale ale societatii de productie energie Long Bridge Milenium S.R.L. (LBM), actuala Electrica Energie Verde 1 S.R.L, si reprezinta diferenta dintre valoarea platita la data tranzactiei si activele si datoriile LBM.

Alte cheltuieli de exploatare

In primele noua luni din 2021, alte cheltuieli din exploatare au inregistrat o crestere de 6,6 mil. RON, sau 2,8%, ajungand la 245,7 mil. RON, de la 239,1 mil. RON in aceeasi perioada a anului 2020, in principal din:

• efectul nefavorabil al modificarii nete a provizioanelor, de aprox. 8,1 mil. RON, cel mai mare impact avandu-l provizionul in valoare de 7,6 mil. RON recunoscut pentru obligatiile filialei de furnizare, reprezentand compensatii decurgand din aplicarea Standardului de performanta pentru activitatea de furnizare a energiei electrice prevazut in Ordinul ANRE nr. 6/2017, ca urmare a procesului de liberalizare completa a pietei inceput la 1 ianuarie 2021, la care se adauga o usoara crestere a provizioanelor pe segmentul de distributie;
• variatia ajustarilor de valoare privind imobilizarile corporale, ce genereaza un impact pozitiv de aprox. 2,9 mil. RON in 9L 2021, in principal ca urmare a reversarii partiale a provizioanelor inregistrate in anii anteriori pentru activele Grupului;
• cresterea cheltuielilor din exploatare cu 1,2 mil. RON, comparativ cu anul 2020.

EBITDA si marja EBITDA

Sursa: Electrica

Rezultatul operational

Rezultatul operational (EBIT) al Grupului s-a redus cu aprox. 345,7 mil. RON, comparativ cu aceeasi perioada a anului trecut, evolutia EBITDA fiind usor atenuata de impactul favorabil al scaderii cheltuielii cu amortizarea cu 5,9 mil. RON, sau 1,6%.

Sursa: Electrica

Rezultatul financiar net

Rezultatul financiar net la nivel de grup a scazut cu 6,7 mil. RON in 9L 2021 fata de perioada similara din 2020, in principal ca urmare a reducerii veniturilor financiare.

Rezultatul net al perioadei

Ca urmare a factorilor prezentati mai sus, in perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021, profitul net sa redus cu 324,2 mil. RON, ajungand la 72 mil. RON, de la 396,2 mil. RON in perioada comparativa.

Sursa: Electrica

6. Perspective

Anul 2021 se afla sub puternica influenta a evenimentelor din sfera sanatatii publice, ce au inceput in anul 2020 (pandemia de COVID-19 declarata de OMS pe 11 martie 2020) si a impactului acestor evenimente asupra mediului economic si social.

Grupul Electrica activeaza intr-un domeniu cheie al economiei si monitorizeaza cu atentie contextul national si international pentru a putea lua cele mai bune decizii in perioada urmatoare si pentru a raspunde provocarilor pe termen scurt si mediu.

La nivel global, sunt afectate bugetele tarilor unde numarul de imbolnaviri este mare si sectoare economice cum ar fi serviciile, productia, transporturile, dar si comertul si fluxul international de marfuri, toate aceste elemente influentand cererea de energie, comportamentul consumatorilor si masurile luate de autoritati, atat pentru sectorul energetic, cat si pentru mediul economic, in general. Dereglarea fluxurilor de marfuri a crescut gradul de incertitudine cu privire la siguranta in aprovizionare pentru unele marfuri si servicii.

Strategia curenta a Grupului Electrica este construita pe un set de tendinte si ipoteze, iar accelerarea digitalizarii este considerata premisa necesara pentru atingerea obiectivelor sale. Acest aspect este cu atat mai important cu cat, in perioada urmatoare, este necesara continuarea aplicarii masurilor de distantare sociala, nevoia de interventie de la distanta si back-up, aspecte relevante pentru activitatile Grupului. Astfel, vor continua eforturile deja incepute de a sustine investitiile in instrumente IT si automatizari, atat pentru eficientizarea proceselor, cat pentru cresterea performantei retelelor de distributie ale Grupului.

Avand in vedere politicile energetice dezvoltate atat la nivelul UE, cat si la nivel national, precum si contextul international al pietelor de energie, se preconizeaza ca piata locala de energie electrica va fi caracterizata de urmatoarele tendinte pe termen mediu si lung:

• Volatilitatea pretului pentru energia electrica, cu tendinta accentuat crescatoare corelarea unor factori exogeni industriei – inasprirea conditiilor de mediu in care producatorii trebuie sa functioneze, limitarea surselor primare de energie prin politici cu caracter imperativ, lipsa politicilor de stimulare a aparitiei de noi producatori – precum si a unora endogeni – tendinta de a vinde doar pentru perioade scurte si aglomerarea in zona de echilibrare si varf – accentueaza volatilitatea pretului si tendinta crescatoare;
• Evolutia ascendenta, extrem de rapida, a preturilor de tranzactionare in piata angro pentru energia electrica si gazele naturale, atat in Romania cat si in restul tarilor europene in primele 9 luni ale anului 2021, are un impact semnificativ asupra tuturor participantilor la piata si poate conduce la schimbari/repozitionari strategice ale acestora pe termen mediu si lung.
• Concurenta in crestere intre jucatorii de pe piata de furnizare a energiei electrice la nivel national, mai ales in ceea ce priveste diversificarea portofoliului de produse oferite clientilor (oferte pentru gaze naturale, asigurari, produse electrocasnice, solutii energetice, servicii de asistenta tehnica etc.) si de servicii digitale oferite (aplicatii mobile, facturi si plati online, extinderea serviciului de relatii cu clientii prin solutii de tip chat); liberalizarea pietei de furnizare a impus regandirea prioritatilor si stabilirea strategiilor pentru mentinerea cotei de piata;
• Noua legislatie care introduce prevederi legate de tranzactii in piata nereglementata, va influenta de asemenea piata de energie electrica si strategiile viitoare ale FUI in ce priveste gestionarea portofoliilor. Totodata, tendintele de a plafona preturile la consumatorul final, in cazul FUI, reprezinta un risc ce trebuie gestionat corespunzator;
• In aria de distributie a energiei electrice, tendinta de reglementare este de a acorda remunerarea operatorilor de distributie luand in considerare atat calitatea serviciilor oferite, cat si costurile operationale si eficienta pe baza de analize comparative intre OD. Un element care afecteaza si va continua sa afecteze in mod major profitabilitatea companiilor de distributie este cresterea pretului de achizitie a CPT, situatie care, pana in acest

moment, nu a intrat inca in analiza legiuitorului sau a autoritatii de reglementare;

• Tehnologiile de generare distribuita a energiei vor determina distribuitorii de energie sa isi adapteze procesele si strategiile privind dezvoltarea si modernizarea retelelor si sa ofere solutii producatorilor independenti, avand in vedere aparitia prosumatorilor, participanti activi in piata de energie; in acest context, sunt necesare investitii semnificative pentru imbunatatirea infrastructurii, atat de transport cat si de distributie. Pretul ridicat din ultima perioada pentru energia electrica va spori interesul consumatorilor de a produce in mod independent o parte din energia consumata, ceea ce reprezinta o accelerare a tendintelor in acest sens. Reducerea semnificativa a costurilor tehnologiilor fotovoltaice reprezinta o oportunitate de dezvoltare pentru proiectele de generare la scara mai mica, in special in zona casnica;
• Se estimeaza ca, pe termen lung, vehiculele complet electrice si vehiculele utilitare usoare vor creste consumul de energie electrica in sectorul transporturilor;
• Dezvoltarea tehnologica viitoare va sprijini politicile de eficienta energetica precum:
• Dezvoltarea retelelor de transport si distributie, inclusiv implementarea retelelor inteligente si a contorizarii inteligente;
• Eficientizarea consumului final de energie (integritatea termica a cladirilor, iluminat, aparate electrice, unitati cu motor, pompe de caldura etc.);
• Implementarea contoarelor inteligente va oferi consumatorilor optiuni tarifare complexe, informatii detaliate legate de comportamentul de consum, ceea ce ar putea conduce la o mai mare flexibilitate si la reducerea cererii in perioadele de varf. Astfel, utilizatorii vor fi mai informati si implicati in procesul de luare a deciziilor, ca participanti activi. Ritmul de implementare a contorizarii inteligente depinde de calendarul de implementare adoptat la nivel national;
• Dezvoltarea infrastructurii de transport si distributie si interconectarea pe distante lungi vor deveni o necesitate. Modelul tinta al pietei de energie electrica, care implica dezvoltarea pietei interne de energie electrica in cadrul Uniunii Europene, va continua sa evolueze si sa fie in conformitate cu tendintele si provocarile viitoare din industria energetica.

Principalii factori de schimbare a pietei de energie electrica sunt prezentati in tabelul de mai jos:
-------------------------------------------------------------------------------------------------------	--

Factori cheie	Descriere	Impact
Evolutia PIB-ului si structura industriei	Cresterea economica este un factor determinant al cererii de energie electrica. Desi nu exista o relatie unu-la-unu intre rata de crestere a PIB-ului si rata de crestere a cererii de energie electrica, exista o corelatie pozitiva, in principal intre cererea industriala de energie electrica si cresterea economica. In viitor, cererea de energie electrica pentru uz casnic si industrial va fi, de asemenea, influentata de politicile de eficienta energetica. Cresterea consumului de energie electrica a fost o tendinta constanta in Romania in ultimii ani. Pandemia COVID-19 a redus temporar consumul de energie electrica, dar tendinta generala ascendenta va fi mentinuta.	Evolutia PIB-ului si structura industriei
Evolutia demografica dezvoltarea tehnologica	In contrast cu declinul demografic inregistrat la nivelul UE si al Romaniei, consumul de energie electrica este impactat pozitiv de modificarile comportamentului consumatorului si de cresterea si urbanizarii. De exemplu, cresterea masiva a numarului dispozitivelor conectate si implicit, intr-o masura mai putin accelerata, a consumului de electricitate, intretine trendul crescator al consumului. Cu toate acestea, din cauza preturilor in crestere, este de asteptat ca procentul de populatie afectat de saracie energetica sa creasca.	Consumul de energie electrica
Modificari cadrului reglementare	Cadrul de reglementare a suferit schimbari semnificative in vederea alinierii legislatiei romanesti cu legislatia UE. Desi au fost realizati pasi importanti, in urmatorul deceniu se asteapta schimbari ale majore, in special ca urmare a noii Strategii Cadru pentru o Uniune Energetica Europeana, care de subliniaza necesitatea integrarii si cooperarii intre statele membre. In anul 2019 a inceput perioada a 4-a de reglementare, iar ANRE a aprobat modificari semnificative ale Metodologiei atat in 2019 cat si in 2020 pentru toate elementele tarifului (rata	Pretul energiei electrice

Factori cheie	Descriere	Impact
	de rentabilitate reglementata, baza activelor reglementate, consumul propriu tehnologic, cheltuieli de operare si mentenanta, tarife dinamice de distributie incepand cu anul 2020). In anul 2020 a avut loc cel mai complex proces de revizuire a legislatiei secundare din ultimii ani (47 de reglementari) in scopul alinierii la modificarile Legii energiei, decontarea la 15 minute, finantarea lucrarilor de racordare a clientilor casnici si non-casnici cu lungimi mai mici de 2,5 km. Pentru segmentul de furnizare, liberalizarea totala a pietei energiei electrice de la 1 ianuarie 2021 si dinamica astfel generata in randul clientilor si furnizorilor creeaza implicatii asupra strategiilor de achizitie a energiei, de vanzare catre clientii finali, de dezvoltare de noi produse si servicii. De asemenea, dereglementarea preturilor finale a condus la reorientarea cadrului de reglementare si monitorizare spre calitatea serviciului de furnizare, indeosebi in ceea ce priveste ofertarea, contractarea, raspunsurile la solicitarile clientilor etc.
Dezvoltarea Tehnologica	Retelele si contoarele inteligente vor aduce beneficii consumatorilor finali, distribuitorilor si furnizorilor, in ceea ce priveste eficienta energetica, optimizarea resurselor si operarea retelelor, implementarea raspunsului la cerere etc. Este necesara pregatirea retelelor si integrarea resurselor distribuite (solutii de stocare, micro-grids, productie locala, masini electrice etc.), considerand inclusiv managementul impactului acestora.	Preturile si consumul de energie electrica
Mai multa grija fata de mediul inconjurator	Romania a adoptat prevederile UE 20-20-20 cu scopul de a reduce emisiile de gaze cu efect de sera si de a creste eficienta energetica si ponderea energiei regenerabile. In plus, Cadrul 2030 prevede obiective si mai ambitioase si prin urmare sunt necesare eforturi sustinute din partea guvernelor si a companiilor de pe piata pentru a le atinge.	Preturile si consumul de energie electrica, cadrul de reglementare
Sursa: Electrica

Perspectivele cadrului de reglementare si impactul asupra pietei de energie

Cadrul de reglementare in domeniul energetic a suferit schimbari semnificative in ultimul deceniu, incluzand liberalizarea pietei, separarea activitatilor si implementarea schemei suport pentru energia regenerabila.

Pentru segmentul de distributie, schimbarile semnificative ale legislatiei din Romania au fost detaliate la capitolul 2.1. Pe baza acestor schimbari, efectele asteptate se refera la:

• modificarile aduse de noua metodologie de stabilire a tarifelor de distributie si de nivelul RRR, ce vor genera un impact negativ asupra performantelor operationale si financiare ale OD, ca urmare a aprobarii de catre ANRE a unor valori ale costurilor de operare si mentenanta mai mici fata de necesarul de costuri solicitat de OD, precum si a efectuarii de catre ANRE a corectiilor anuale ale costurilor si a investitiilor prognozate;
• modificarile aduse metodologiei in anul 2020 referitoare la reglementarea unor aspecte in cazul fuziunilor, ce s-au concretizat prin obligatia privind raportarea anuala a beneficiilor brute, precum si a cheltuielilor generate de efectuarea fuziunii;
• investitiile in reteaua electrica de distributie ANRE a aprobat Ordinul nr. 3/20 ianuarie 2021 prin care se acorda un stimulent de RRR de 2% pentru investitiile in reteaua electrica de distributie realizate din fonduri proprii in cadrul unor proiecte in care au fost atrase si fonduri europene nerambursabile, daca investitiile au fost realizate si puse in functiune de operatori dupa data de 1 februarie 2021;
• se introduce obligatia OD de a realiza, suplimentar planului de investitii, lucrarile de racordare a clientilor casnici si non-casnici;
• ANRE a aprobat Standardul de performanta a serviciului de distributie a energiei electrice care aduce obligatii suplimentare pentru OD, care vor conduce la costuri de operare si investitii mai mari fata de valorile aprobate de ANRE.

Schimbarile legislatiei cu impact semnificativ asupra segmentului de furnizare sunt urmatoarele:

▪ liberalizarea totala a pietei energiei electrice de la 1 ianuarie 2021 si eliminarea tarifelor reglementate de energie electrica aplicate clientilor casnici;

• redefinirea, in aplicarea prevederilor Regulamentului UE nr. 943/2019 privind piata interna de energie electrica, referitoare la comercializarea extrabursiera a energiei, a contractului de furnizare pe termen lung in sensul reducerii acestuia la cel putin o luna (fata de un an conform reglementarilor anterioare);
• modificarea Regulamentului de furnizare a energiei electrice la clientii finali cu impact indeosebi in ceea ce priveste continutul si publicarea ofertei si contractului de furnizare, modalitatea de determinare a consumului in absenta indexului citit/autocitit, documentele necesare pentru incheierea contractului de furnizare;
• introducerea legislatiei privind consumatorul vulnerabil si compensarea costurilor pentru consumul de energie electrica si gaze naturale va avea un impact semnificativ asupra activitatii de furnizare, atat din punct de vedere operational, cat si financiar. Impactul modificarilor legislative este evaluat in prezent, identificandu-se deja, la nivelul preliminar, nevoia suplimentara de finantare pentru capitalul de lucru in crestere ce va fi generat de schema de plafonare si compensare pentru plata facturilor aferente consumului de energie electrica si gaze naturale pentru mai multe categorii de clienti finali;
• aprobarea unui nou Standard de performanta pentru activitatea de furnizare a energiei electrice/gazelor naturale, aplicabil de la 1 ianuarie 2022, prin care: au fost armonizate regulile aplicabile in acest domeniu activitatilor de furnizare a energiei electrice, respectiv gazelor naturale; a fost extins domeniul de aplicare in ceea ce priveste plata automata a compensatiilor catre toate categoriile de clienti; au fost introdusi mai multi indicatori de calitate garantati, pentru a caror nerespectare furnizorii vor plati automat compensatii clientilor afectati; au fost dublate/triplate nivelurile compensatiei pentru gaze naturale; a fost introdusa modalitatea de clasificare a furnizorilor in functie de nivelul de respectare a indicatorilor de calitate garantati.

7. Cheltuieli De Capital

O parte importanta a strategiei de afaceri a Electrica include implementarea planului de investitii. Activitatile Electrica necesita investitii semnificative de capital in principal in legatura cu operatiunile sale in segmentul de distributie a energiei electrice. In plus, activele Electrica necesita mentenanta periodica si modernizari pentru a imbunatati eficienta operationala.

Cheltuielile de capital ale Electrica in perioadele de noua luni incheiate la 30 septembrie 2021 si 30 septembrie 2020 au fost in suma de 297,2 mil. RON, respectiv 416,5 mil. RON.

Volumul investitiilor in reteaua de distributie reflecta eforturile Grupului de a indeplini investitiile planificate pentru 2021, in special in segmentul de distributie.

Volumul investitiilor a avut un impact material, si, potrivit asteptarilor Electrica, va continua sa aiba un asemenea impact asupra rezultatelor operationale, asupra gradului de indatorare, si asupra fluxurilor de numerar viitoare ale Electrica.

Investitiile de capital in reteaua de distributie vor avea impactul pozitiv anticipat asupra rezultatelor operationale in masura in care sunt recunoscute in Baza de Active Reglementate de catre ANRE si tinand cont de rata de rentabilitate aprobata de catre autoritatea de reglementare.

8. Declaratii

Pe baza celor mai bune informatii disponibile, confirmam ca Situatiile financiare interimare consolidate simplificate nerevizuite si neauditate intocmite pentru perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021 in conformitate cu Standardul International de Contabilitate IAS 34 – Raportari Financiare Interimare, ofera o imagine corecta si conforma cu realitatea privind pozitia financiara, performanta financiara si fluxurile de numerar ale Grupului Electrica, asa cum este prevazut de standardele de contabilitate aplicabile, si ca acest Raport, intocmit in conformitate cu art. 67 din Legea 24/2017 privind emitentii de instrumente financiare si operatiuni de piata si cu anexa nr. 13 a Regulamentului ASF nr. 5/2018 pentru perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021, cuprinde informatii corecte si conforme cu realitatea cu privire la dezvoltarea si performanta Grupului.

Presedinte Consiliu de Administratie,

Iulian Cristian BOSOANCA

Director General, Corina Georgeta POPESCU

Director Financiar,

Mihai DARIE

9. Anexe

9.1. Indicatori economico-financiari ai Grupului Electrica la data de 30 septembrie 2021 conform Anexei 13/Regulamentul ASF nr. 5/2018

Indicator	Formula	Valoare
Indicatorul lichiditatii curente	Active curente/Datorii curente	1,3
Indicatorul gradului de indatorare	Capital imprumutat/Capital propriu * 100	8,7%
Viteza de rotatie a debitelor-clienti	Sold mediu clienti/Cifra de afaceri * 90	58 zile
Viteza de rotatie a activelor imobilizate	Cifra de afaceri/Active imobilizate	0,8

Situatii financiare interimare consolidate simplificate

la data si pentru perioada de noua luni incheiata la

30 septembrie 2021

intocmite in conformitate cu

Standardul International de Contabilitate 34 – "Raportarea Financiara Interimara" adoptat de catre Uniunea Europeana

SOCIETATEA ENERGETICA ELECTRICA S.A. SITUATII FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE LA DATA DE SI PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021

INTOCMITE IN CONFORMITATE CU IAS 34 "RAPORTAREA FINANCIARA INTERIMARA" ADOPTAT de UNIUNEA EUROPEANA

	Cuprins
	Situatia consolidata simplificata a pozitiei financiare	1
	Situatia consolidata simplificata a profitului sau pierderii	3
	Situatia consolidata simplificata a rezultatului global	5
	Situatia consolidata simplificata a modificarilor capitalurilor proprii	7
	Situatia consolidata simplificata a fluxurilor de numerar	9
	Note la situatiile financiare interimare consolidate simplificate
1.	Entitatea care raporteaza si informatii generale	11
2.	Bazele contabilitatii	15
3.	Bazele evaluarii	15
4.	Politici contabile semnificative	15
5.	Segmente operationale	16
6.	Venituri	19
7.	Alte venituri din exploatare	20
8.	Energie electrica si gaze naturale achizitionate	20
9.	Rezultat pe actiune	20
10.	Dividende	21
11.	Impozit pe profit	21
12.	Creante comerciale	21
13.	Numerar si echivalente de numerar	22
14.	Alte datorii	22
15.	Imprumuturi bancare pe termen lung	23
16.	Provizioane	24
17.	Instrumente financiare - valori juste	24
18.	Investitii in entitati asociate	25
19.	Parti afiliate	26
20.	Conditionalitati	28
	21. Evenimente ulterioare	30

SITUATIA CONSOLIDATA SIMPLIFICATA A POZITIEI FINANCIARE

LA DATA DE 30 SEPTEMBRIE 2021

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

ACTIVE Active imobilizate 5.411.364 5.455.185 Imobilizari necorporale privind acorduri de concesiune 6.982 7.213 Alte imobilizari necorporale 498.549 508.130 Imobilizari corporale 19.481 - Investitii in entitati asociate 18 25.755 19.666 Creante privind impozitul amanat 1.580 1.173 Alte active imobilizate 23.253 27.091 Active aferente drepturilor de utilizare 6.018.458 Total active imobilizate 5.986.964 Active circulante 1.029.775 Creante comerciale 1.144.288 12 32.460 Alte creante 29.105 570.929 Numerar si echivalente de numerar 360.081 320.000 Numerar restrictionat 320.000 70.066 Stocuri 62.628 2.817 Cheltuieli in avans 8.904 1.837 Creante privind impozitul pe profit curent 4.970 15.476 Active detinute in vederea vanzarii 14.931 2.043.360 Total active circulante 1.944.907 Total active 7.931.871 8.061.818 CAPITALURI PROPRII SI DATORII Capitaluri proprii 3.464.436 3.464.436 Capital social 103.049 103.049 Prime de emisiune (75.372) (75.372) Actiuni proprii 7 7 Contributii ale actionarilor in natura 105.297 116.372 Rezerva din reevaluare 392.276 392.276 Rezerve legale 1.590.278 1.759.506 Rezultat reportat Total capitaluri proprii atribuibile actionarilor 5.579.971 5.760.274 Societatii Total capitaluri proprii 5.579.971 5.760.274	Nota	30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	31 decembrie 2020 (auditat)

(Continuare la pagina 2)

SITUATIA CONSOLIDATA SIMPLIFICATA A POZITIEI FINANCIARE LA DATA DE 30 SEPTEMBRIE 2021

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

	Nota	30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	31 decembrie 2020 (auditat)
Datorii
Datorii pe termen lung
Leasing - termen lung		12.512	16.875
Datorii privind impozitul amanat		190.686	177.787
Beneficiile angajatilor		155.695	143.876
Alte datorii	14	32.663	33.873
Imprumuturi bancare pe termen lung	15	475.576	400.296
Total datorii pe termen lung		867.132	772.707
Datorii curente
Leasing - termen scurt		11.370	10.747
Descoperiri de cont	13	100.474	164.966
Datorii comerciale		549.732	607.195
Alte datorii	14	286.252	240.946
Venituri amanate		8.001	5.629
Beneficiile angajatilor		80.564	92.292
Provizioane	16	30.971	19.238
Datorii privind impozitul pe profit curent		3.639	9.211
Portiunea curenta a imprumuturilor bancare pe termen lung	15	413.765	378.613
Total datorii curente		1.484.768	1.528.837
Total datorii		2.351.900	2.301.544
Total capitaluri proprii si datorii		7.931.871	8.061.818

Notele atasate constituie parte integranta ale acestor situatii financiare interimare consolidate simplificate.

Director General Director Financiar

Georgeta Corina Popescu Mihai Darie

SITUATIA CONSOLIDATA SIMPLIFICATA A PROFITULUI SAU PIERDERII

PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021 (Toate sumele sunt exprimate in MII RON, daca nu este indicat altfel)

			Perioada de noua luni incheiata la
	Nota	30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	30 septembrie 2020 (neauditat si nerevizuit)
Venituri	6	5.017.516	4.776.487
Alte venituri din exploatare	7	142.922	118.377
Energie electrica si gaze naturale achizitionate	8	(3.422.647)	(2.774.216)
Cheltuieli cu constructia retelelor electrice in legatura cu acordurile de concesiune		(279.447)	(494.769)
Beneficiile angajatilor		(596.871)	(565.495)
Reparatii, intretinere si materiale		(66.123)	(70.136)
Amortizarea imobilizarilor corporale si necorporale		(361.337)	(367.218)
(Ajustari)/ Reluarea ajustarilor pentru deprecierea creantelor comerciale si a altor creante, net	12	(72.649)	69.776
Castig din achizitia de filiale		-	7.569
Alte cheltuieli de exploatare		(245.716)	(239.111)
Profit din exploatare		115.648	461.264
Venituri financiare		2.496	7.791
Cheltuieli financiare		(19.771)	(18.407)
Rezultatul financiar net		(17.275)	(10.616)
Profit inainte de impozitare		98.373	450.648
Cheltuiala cu impozitul pe profit	11	(26.331)	(54.482)
Profitul net		72.042	396.166
Profitul net atribuibil:
actionarilor Societatii -		72.042	396.166
Profitul net		72.042	396.166
Rezultat pe actiune
Rezultat pe actiune - de baza si diluat (RON)	9	0,21	1,17

Notele atasate constituie parte integranta ale acestor situatii financiare interimare consolidate simplificate.

Director General Director Financiar Georgeta Corina Popescu Mihai Darie

SITUATIA CONSOLIDATA SIMPLIFICATA A PROFITULUI SAU PIERDERII

PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021 (Toate sumele sunt exprimate in MII RON, daca nu este indicat altfel)

	Perioada de trei luni incheiata la
	30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	30 septembrie 2020 (neauditat si nerevizuit)
Venituri	1.757.443	1.576.502
Alte venituri din exploatare	64.376	45.816
Energie electrica si gaze naturale achizitionate	(1.256.097)	(962.083)
Cheltuieli cu constructia retelelor electrice in legatura cu acordurile de concesiune	(102.528)	(134.671)
Beneficiile angajatilor	(206.811)	(189.480)
Reparatii, intretinere si materiale	(23.672)	(22.297)
Amortizarea imobilizarilor corporale si necorporale	(119.262)	(120.017)
(Ajustari)/Reluarea ajustarilor pentru deprecierea creantelor comerciale si a altor creante, net	(32.886)	97.567
Castig din achizitia de filiale	-	7.569
Alte cheltuieli de exploatare	(79.941)	(74.909)
Profit din exploatare	622	223.997
Venituri financiare	389	1.680
Cheltuieli financiare	(5.984)	(4.784)
Rezultatul financiar net	(5.595)	(3.104)
(Pierdere)/Profit inainte de impozitare	(4.973)	220.893
Impozit pe profit	945	(14.253)
(Pierderea)/Profitul net al perioadei	(4.028)	206.640
(Pierderea)/Profitul net al perioadei atribuibil:
actionarilor Societatii -	(4.028)	206.640
(Pierderea)/Profitul net al perioadei	(4.028)	206.640
Rezultat pe actiune
Rezultat pe actiune - de baza si diluat (RON)	(0,01)	0,61

Notele atasate constituie parte integranta ale acestor situatii financiare interimare consolidate simplificate.

Georgeta Corina Popescu Mihai Darie

Director General Director Financiar

SITUATIA CONSOLIDATA SIMPLIFICATA A REZULTATULUI GLOBAL

PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021 (Toate sumele sunt exprimate in MII RON, daca nu este indicat altfel)

	Perioada de noua luni incheiata la
	30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	30 septembrie 2020 (neauditat si nerevizuit)
Profitul net al perioadei	72.042	396.166
Alte elemente ale rezultatului global
Elemente care nu vor fi reclasificate in profit sau pierdere
Reevaluarea datoriilor privind planurile de beneficii determinate	(5.180)	(751)
Impozit pe profit aferent reevaluarii datoriilor privind planurile de beneficii determinate	709	18
Alte elemente ale rezultatului global, dupa impozitare	(4.471)	(733)
Total rezultat global	67.571	395.433
Total rezultat global atribuibil:
actionarilor Societatii -	67.571	395.433
Total rezultat global	67.571	395.433

Notele atasate constituie parte integranta ale acestor situatii financiare interimare consolidate simplificate.

Georgeta Corina Popescu Mihai Darie

Director General Director Financiar

SITUATIA CONSOLIDATA SIMPLIFICATA A REZULTATULUI GLOBAL

PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021 (Toate sumele sunt exprimate in MII RON, daca nu este indicat altfel)

	Perioada de trei luni incheiata la
	30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	30 septembrie 2020 (neauditat si nerevizuit)
(Pierderea)/Profitul net al perioadei	(4.028)	206.640
Alte elemente ale rezultatului global
Elemente care nu vor fi reclasificate in profit sau pierdere
Reevaluarea datoriilor privind planurile de beneficii determinate	-	-
Impozit pe profit aferente reevaluarii datoriilor privind planurile de beneficii determinate	-	-
Alte elemente ale rezultatului global, dupa impozitare	-	-
Total rezultat global	(4.028)	206.640
Total rezultat global atribuibil:
actionarilor Societatii -	(4.028)	206.640
Total rezultat global	(4.028)	206.640

Notele atasate constituie parte integranta ale acestor situatii financiare interimare consolidate simplificate.

Georgeta Corina Popescu Mihai Darie

Director General Director Financiar

SITUATIA CONSOLIDATA SIMPLIFICATA A MODIFICARILOR CAPITALURILOR PROPRII

PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021

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

	Atribuibile actionarilor Societatii
	Capital social	Prima de emisiune	Actiuni proprii	Contributii ale actionarilor in natura	Rezerva din reevaluare	Rezerve legale	Rezultat reportat	Total capitaluri proprii
Sold la 1 ianuarie 2021 (auditat)	3.464.436	103.049	(75.372)	7	116.372	392.276	1.759.506	5.760.274
Rezultat global
Profitul net al perioadei (neauditat si nerevizuit)	-	-	-	-	-	-	72.042	72.042
Alte elemente ale rezultatului global	-	-	-	-	-	-	(4.471)	(4.471)
Total rezultat global (neauditat si nerevizuit)	-	-	-	-	-	-	67.571	67.571
Tranzactii cu actionarii Societatii (neauditat si nerevizuit)
distribuiri Contributii si
Dividende catre actionarii Societatii	-	-	-	-	-	-	(247.874)	(247.874)
Total tranzactii cu actionarii Societatii (neauditat si nerevizuit)	-	-	-	-	-	-	(247.874)	(247.874)
Alte modificari ale capitalurilor proprii (neauditat si nerevizuit)
Transferul rezervei din reevaluare la rezultatul reportat ca urmare a amortizarii si iesirilor de imobilizari corporale	-	-	-	-	(11.075)	-	11.075	-
Sold la 30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	3.464.436	103.049	(75.372)	7	105.297	392.276	1.590.278	5.579.971

(Continuare la pagina 8)

SITUATIA CONSOLIDATA SIMPLIFICATA A MODIFICARILOR CAPITALURILOR PROPRII

PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021

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

		Atribuibile actionarilor Societatii
		Capital social	Prima de emisiune	Actiuni proprii	Contributii ale actionarilor in natura	Rezerva din reevaluare	Rezerve legale	Rezultat reportat	Total capitaluri proprii
Sold la 1 ianuarie 2020 (auditat)		3.464.436	103.049	(75.372)	7	87.665	371.833	1.637.909	5.589.527
Rezultat global Profitul net al perioadei (neauditat si nerevizuit)		-	-	-	-	-	-	396.166	396.166
Alte elemente ale rezultatului global		-	-	-	-	-	-	(733)	(733)
Total rezultat global (neauditat si nerevizuit)		-	-	-	-	-	-	395.433	395.433
Tranzactii cu actionarii Societatii (neauditat si nerevizuit) Contributii si distribuiri
Dividende catre actionarii Societatii	10	-	-	-	-	-	-	(246.108)	(246.108)
Total tranzactii cu actionarii Societatii (neauditat si nerevizuit)		-	-	-	-	-	-	(246.108)	(246.108)
Alte modificari ale capitalurilor proprii (neauditat si nerevizuit)
Transferul rezervei din reevaluare la rezultatul reportat ca urmare a amortizarii si iesirilor de imobilizari corporale		-	-	-	-	(9.464)	-	9.464	-
Sold la 30 septembrie 2020 (neauditat si nerevizuit)		3.464.436	103.049	(75.372)	7	78.201	371.833	1.796.698	5.738.852

Notele atasate constituie parte integranta ale acestor situatii financiare interimare consolidate simplificate.

Georgeta Corina Popescu Mihai Darie

12 noiembrie 2021

Director General Director Financiar

SITUATIA CONSOLIDATA SIMPLIFICATA A FLUXURILOR DE NUMERAR

PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021

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

		Perioada de noua luni incheiata la
	Nota	30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	30 septembrie 2020 (neauditat si nerevizuit)
Fluxuri de numerar din activitatea de exploatare
Profitul net al perioadei		72.042	396.166
Ajustari pentru:
Amortizarea imobilizarilor corporale		15.139	22.395
Amortizarea imobilizarilor necorporale		346.198	344.823
(Reluarea ajustarilor)/Ajustari pentru deprecierea imobilizarilor corporale, net		(2.315)	606
Pierdere/(Castig) din cedarea de imobilizari corporale si necorporale		1.691	(463)
Ajustari/(Reluarea ajustarilor) pentru deprecierea creantelor comerciale si altor creante, net	12	72.649	(69.776)
Ajustari pentru deprecierea activelor detinute in vederea vanzarii		426	168
Modificari in provizioane, net	16	11.733	3.628
Rezultatul financiar net		17.275	10.616
Castig din achizitia de noi filiale		-	(7.569)
Cheltuiala cu impozitul pe profit	11	26.331	54.482
		561.169	755.076
Modificari in:
Creante comerciale		(192.816)	59.238
Alte creante		(6.274)	3.650
Cheltuieli in avans		(6.087)	(4.300)
Stocuri		7.438	5.260
Datorii comerciale		16.928	(69.753)
Alte datorii		51.687	(98.033)
Beneficiile angajatilor		(5.089)	(16.071)
Venit amanat		2.372	(451)
Numerar generat din activitatea de exploatare		429.328	634.616
Dobanzi platite		(16.785)	(14.090)
Impozit pe profit platit		(27.727)	(43.467)
Numerar net din activitatea de exploatare		384.816	577.059

(Continuare la pagina 10)

SITUATIA CONSOLIDATA SIMPLIFICATA A FLUXURILOR DE NUMERAR

PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021 (Toate sumele sunt exprimate in MII RON, daca nu este indicat altfel)

Perioada de noua luni incheiata la Nota 30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit) 30 septembrie 2020 (neauditat si nerevizuit) Fluxuri de numerar din activitatea de investitii Plati pentru achizitia de imobilizari corporale (7.556) (4.751) Plati pentru constructia de retele in legatura cu acordurile de concesiune (355.451) (471.920) Plati pentru achizitia de alte imobilizari necorporale (3.124) (783) Incasari din vanzarea de imobilizari corporale 1.350 3.300 Incasari la scadenta depozitelor cu maturitate mai mare de 3 luni - 66.471 Dobanzi incasate 1.633 7.273 Efectul net de numerar datorat obtinerii controlului asupra filialei achizitionate - 5.577 Plati pentru achizitia de filiale - (7.914) Achizitia de investitii in entitati asociate 18 (19.481) - Numerar net utilizat in activitatea de investitii (382.629) (402.747) Fluxuri de numerar din activitatea de finantare Trageri din imprumuturi bancare pe termen lung 15 153.005 251.024 Plati ale imprumuturilor bancare pe termen lung 15 (42.621) (4.898) Plati aferente leasing (11.514) (23.518) Dividende platite (247.413) (245.578) Numerar net utilizat in activitatea de finantare (148.543) (22.970) (Descresterea)/cresterea neta a numerarului si echivalentelor de numerar (146.356) 151.342 Numerar si echivalente de numerar la 1 ianuarie 405.963 256.882 Numerar si echivalente de numerar la 30 septembrie 13 259.607 408.224

Notele atasate constituie parte integranta ale acestor situatii financiare interimare consolidate simplificate.

Tranzactiile nemonetare sunt prezentate in Nota 13.

Director General Director Financiar

Georgeta Corina Popescu Mihai Darie

SOCIETATEA ENERGETICA ELECTRICA S.A. NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021 (Toate sumele sunt exprimate in MII RON, daca nu este indicat altfel)

1 Entitatea care raporteaza si informatii generale

Aceste situatii financiare sunt situatiile financiare interimare consolidate simplificate ale Societatii Energetice Electrica S.A. ("Societatea" sau "Electrica SA") si ale filialelor sale (impreuna "Grupul") la data si pentru perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021.

Sediul social al Societatii este in Str. Grigore Alexandrescu, nr. 9, sector 1, Bucuresti, Romania. Societatea are codul unic de inregistrare 13267221 si numarul de inregistrare la Registrul Comentului J40/7425/2000.

La 30 septembrie 2021 si 31 decembrie 2020, actionarul principal al Societatii Energetice Electrica S.A. este Statul Roman, reprezentat prin Ministerul Energiei care detine o cota de participatie de 48,79% din capitalul social.

Actiunile Societatii sunt cotate la Bursa de Valori Bucuresti, iar certificatele globale de depozit (GDR-uri) sunt cotate la Bursa de Valori de la Londra (LSE). Actiunile care se tranzactioneaza la Bursa de Valori de la Londra sunt certificatele globale de depozit, un certificat global de depozit reprezentand patru actiuni. Bank of New York Mellon este banca depozitara pentru aceste valori mobiliare.

Filiala	Activitatea	Cod unic de inregistrare	Sediu social	% participatie la 30 septembrie 2021	% participatie la 31 decembrie 2020
Distributie Energie Electrica Romania S.A. ("DEER")	Distributia energiei electrice in zonele geografice Transilvania Nord, Transilvania Sud si Muntenia Nord	14476722	Cluj Napoca	99,99999929%	100%
Electrica Furnizare S.A.	Comercializarea energiei electrice si furnizarea de gaze naturale	28909028	Bucuresti	99,9998415011992%	99,9998409513906%
Electrica Serv S.A.	Servicii in sectorul energetic (intretinere, reparatii, constructii)	17329505	Bucuresti	99,99998095%	100%
Electrica Productie Energie S.A ("EPE")	Productia de energie electrica	44854129	Bucuresti	99,9920%	-
Electrica Energie Verde 1 SRL* ("EEV1" – fosta Long Bridge Milenium SRL)	Productia de energie electrica	19157481	Bucuresti	100%*	100%*

La 30 septembrie 2021 si 31 decembrie 2020, filialele Societatii sunt urmatoarele:

*detinere indirecta - Electrica Energie Verde 1 SRL este detinuta 100% de catre filiala Electrica Furnizare S.A.

La 30 septembrie 2021, entitatile asociate ale Societatii sunt urmatoarele:

Entitate asociata	Activitatea	Cod unic de inregistrare	Sediu social	% participatie la 30 septembrie 2021
Crucea Power Park SRL	Productia de energie electrica	25242042	Constanta	30%
Sunwind Energy SRL	Productia de energie electrica	42910478	Constanta	30%
New Trend Energy SRL	Productia de energie electrica	42921590	Constanta	30%

La 31 decembrie 2020, Compania nu avea investitii in entitati asociate.

SOCIETATEA ENERGETICA ELECTRICA S.A. NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021

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

Schimbari in structura Grupului in anul 2021

Infiintarea unei noi filiale a Grupului

In data 6 septembrie 2021, are loc infiintarea unei noi entitati juridice, Electrica Productie Energie S.A., organizata ca societate pe actiuni, in care Electrica SA detine un procent de 99,9920% din capitalul social si Electrica Serv S.A. detine un procent de 0,0080% din capitalul social. Obiectul de activitate il reprezinta productia de energie electrica din surse regenerabile prin achizitionarea si dezvoltarea de proiecte, respectiv de operarea parcurilor de generare a energiei electrice din surse regenerabile, cumulata cu dezvoltarea si operarea solutiilor independente de stocare pe care intentioneaza sa le dezvolte in viitorul apropiat.

Investitii in entitati asociate

Pe 28 iulie 2021, Consiliul de Administratie a aprobat incheierea a trei contracte de vanzare cumparare pentru achizitia urmatoarelor companii:

• Crucea Power Park SRL, care detine proiectul centralei eoliene "Crucea Est" , cu o putere instalata proiectata de 121 MW;
• Sunwind Energy SRL, care detine proiectul centralei fotovoltaice "Satu Mare 2", cu o putere instalata proiectata de 27,1 MW;
• New Trend Energy SRL, care detine proiectul centralei fotovoltaice "Satu Mare 3", cu o putere instalata proiectata de 59,4 MW;

Valoarea totala a tranzactiei este estimate la 13.200 mii EUR. Contractele de vanzare cumparare incheiate in data de 28 iulie 2021, mentioneaza faptul ca in prima etapa Grupul achizitioneaza 30% din capitalul social al celor trei companii, ramanand ca in urmatoarele etape, sa se achizitioneze restul de 70% din capitalul social dupa ce conditiile prevazute in contractele de vanzare cumparare vor fi indeplinite.

La 30 septembrie 2021, cu procentul detinut de 30%, Grupul are o influenta semnificativa asupra celor trei companii ele fiind prezentate ca si investitii in entitati asociate. Valoarea de achizitie a 30% din partile sociale este de 19.481 mii RON.

Infiintarea noii filiale impreuna cu investitiile in cele trei entitati fac parte din strategia Grupului Electrica care si-a propus dezvoltarea unui portofoliu de capacitati de productie de energie electrica din surse regenerabile (eolian si fotovoltaic) cu o capacitate cumulata de 400 MW, in paralel cu capacitati de stocare de energie electrica cu o capacitate instalata de pana la 100 MW.

Schimbari in structura Grupului in anul 2020

Fuziunea celor trei societati de distributie din cadrul Grupului

In cursul anului 2020, cele trei filiale de distributie, Societatea de Distributie a Energiei Electrice Muntenia Nord S.A. ("SDEE Muntenia Nord S.A."), Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Nord S.A. ("SDEE Transilvania Nord S.A.") si Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Sud S.A. ("SDEE Transilvania Sud S.A."), au fuzionat prin absorbtie, entitatea absorbanta fiind Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Nord S.A..

Astfel, in data de 31 decembrie 2020, Distributie Energie Electrica Romania S.A. formata prin fuziunea celor trei filiale de distributie a energiei electrice a fost inregistrata la Oficiul National al Registrului Comertului.

Fuziunea celor doua societati de servicii energetice din cadrul Grupului

In cursul anului 2020, cele doua filiale de servicii energetice, Electrica Serv S.A. si Servicii Energetice Muntenia S.A. au fuzionat prin absorbtie, entitatea absorbanta fiind Electrica Serv S.A..

SOCIETATEA ENERGETICA ELECTRICA S.A. NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021 (Toate sumele sunt exprimate in MII RON, daca nu este indicat altfel)

Astfel, incepand cu 1 decembrie 2020, fuziunea celor doua companii a fost finalizata, iar serviciile energetice se deruleaza doar sub umbrela Electrica Serv. Inregistrarea la Oficiul National al Registrului Comertului a avut loc in data de 2 Decembrie 2020, data efectiva fiind 30 noiembrie 2020.

Ambele fuziuni care au avut loc in cadrul Grupului in cursul anului 2020 constau doar in reorganizarea filialelor si nu au impact asupra situatiilor financiare consolidate, Electrica SA ramanand societatea-mama, cu aceeasi cota de participatie.

Achizitie parc fotovoltaic

In data de 23 iunie 2020, Electrica Furnizare S.A. a semnat un contract de vanzare-cumparare in vederea achizitionarii tuturor partilor sociale ale societatii Long Bridge Milenium SRL, o companie care detine un parc fotovoltaic in localitatea Stanesti, judetul Giurgiu, avand o capacitate instalata de 7,5 MW (capacitate de functionare limitata la 6,8 MW). Parcul fotovoltaic a fost construit in perioada octombrie 2012 – ianuarie 2013 si a inceput sa injecteze energie electrica in retea incepand cu luna februarie 2013.

Finalizarea tranzactiei si transferul titlului de proprietate asupra partilor sociale catre Electrica Furnizare S.A. a fost realizata in data de 31 august 2020.

In data de 24 noiembrie 2020, societatea Long Bridge Milenium SRL si-a schimbat denumirea in Electrica Energie Verde 1 SRL.

Activitatile principale ale Grupului

Activitatile principale ale Grupului sunt operarea si constructia retelelor de distributie a energiei electrice si furnizarea energiei electrice si gazelor naturale consumatorilor finali, precum si productia de energie electrica din surse regenerabile. Grupul este operatorul de distributie a energiei electrice si principalul furnizor de energie electrica in regiunile Muntenia Nord (judetele Prahova, Buzau, Dambovita, Braila, Galati si Vrancea), Transilvania Nord (judetele Cluj, Maramures, Satu Mare, Salaj, Bihor si Bistrita-Nasaud) si Transilvania Sud (judetele Brasov, Alba, Sibiu, Mures, Harghita si Covasna), operand cu statii de transformare si linii electrice cu tensiuni de 0,4 kV pana la 110 kV.

Tarifele de distributie a energiei electrice aprobate de Autoritatea Nationala de Reglementare in Domeniul Energiei ("ANRE") sunt dupa cum urmeaza (RON/MWh, prezentate cumulat pentru nivelurile de medie si joasa tensiune):

	Ordin 228,229,227/16.12.2019
	1 ianuarie-15 ianuarie 2020
	Inalta tensiune	Medie tensiune	Joasa tensiune
SDEE Transilvania Nord S.A.	19,11	65,48	171,98
SDEE Transilvania Sud S.A.	20,69	62,49	169,01
SDEE Muntenia Nord S.A.	16,97	54,09	180,15

	Ordin 8,9,7/15.01.2020
	Incepand cu 16 ianuarie 2020-31 decembrie 2020
	Inalta tensiune	Medie tensiune	Joasa tensiune
SDEE Transilvania Nord S.A.	18,77	64,31	168,91
SDEE Transilvania Sud S.A.	20,31	61,34	165,90
SDEE Muntenia Nord S.A.	16,68	53,16	177,06

	Ordin 221,222,220/09.12.2020 Incepand cu 1 ianuarie 2021
	Inalta tensiune	Medie tensiune	Joasa tensiune
Zona Transilvania Nord	19,23	66,35	173,93
Zona Transilvania Sud	22,23	67,47	178,78
Zona Muntenia Nord	18,72	56,87	184,75

SOCIETATEA ENERGETICA ELECTRICA S.A. NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021 (Toate sumele sunt exprimate in MII RON, daca nu este indicat altfel)

In data de 13 mai 2020, a intrat in vigoare Ordinul ANRE nr. 75/2020 pentru stabilirea ratei reglementate a rentabilitatii aplicata la stabilirea tarifelor pentru serviciile de distributie, de transport si de sistem a energiei electrice si a gazelor naturale pana la sfarsitul perioadei a patra de reglementare.

Astfel, pentru anul 2020, rata reglementata a rentabilitatii se prezinta astfel:

• Pentru perioada 1 ianuarie 2020 29 aprilie 2020: 6,9%;
• Pentru perioada 30 aprilie 2020 12 mai 2020: 5,66% plus un stimulent de 1% pentru investitiile noi in reteaua electrica de distributie;
• Pentru perioada 13 mai 2020 31 decembrie 2020: 6,39% plus un stimulent de 1% pentru investitiile noi in reteaua electrica de distributie.

Metodologia de stabilire a tarifelor de distributie stabilita prin Ordinul ANRE nr. 169/2018 a fost modificata prin Ordinele ANRE nr. 207/2020 si nr. 3/2021 astfel:

• acordarea unui stimulent RRR de 2% pentru investitiile in reteaua electrica de distributie realizate din fonduri proprii in cadrul unor proiecte in care au fost atrase si fonduri europene nerambursabile, daca investitiile sunt realizate si puse in functiune de operatori dupa data de 1 februarie 2021;

• in situatia in care, pentru anumite categorii de imobilizari corporale/necorporale se stabilesc prin legislatia primara alte durate reglementate de amortizare decat cele prevazute de Metodologie sau in Catalogul privind clasificarea si duratele normale de functionare a mijloacelor fixe, aprobat prin hotarare a Guvernului, amortizarea reglementata anuala aferenta respectivelor imobilizari se calculeaza pe baza duratelor reglementate de amortizare stabilite prin legislatia primara.

Incepand cu data de 16 martie 2021 a fost aprobata prin ordinul ANRE nr. 17/2021 "Procedura privind racordarea la retelele electrice de interes public a locurilor de consum apartinand utilizatorilor de tip clienti finali non-casnici prin instalatii de racordare cu lungimi de pana la 2.500 metri si clienti casnici", prin care se prevede obligatia operatorilor de distributie sa finanteze si sa realizeze lucrarile de proiectare si executie a instalatiei de racordare pentru clienti casnici cu lungimi de pana la 2.500 metri. Prin raportare la aceasta procedura privind racordarea la retelele electrice, ANRE a aprobat Ordinul ANRE nr.19/20.01.2021, in vigoare in 19 martie 2021, prin care a modificat Procedura de investitii aprobata prin Ordinul ANRE nr.204/2019, si a stabilit obligatia operatorilor de distributie sa realizeze lucrarile de racordare la clientii finali, suplimentar fata de planul anual de investitii.

Incepand cu data de 28 iunie 2021, ANRE a aprobat prin Ordinul nr. 53/2021 modificarea Metodologiei pentru evaluarea conditiilor de finantare a investitiilor pentru electrificarea localitatilor ori pentru extinderea retelelor de distributie a energiei electrice aprobate prin Ordinul ANRE nr. 36/2019.

ANRE a aprobat prin Ordinul nr. 46/ 2021 noul Standard de performanta pentru serviciul de distributie, in vigoare incepand cu data de 1 iulie 2021. Standardul impune obligatii suplimentare operatorilor de distributie, iar pentru indeplinirea acestora vor fi necesare investitii suplimentare si majorarea cheltuielilor de operare.

Impact COVID-19

Pe baza informatiilor disponibile si avand in vedere actiunile deja implementate, Grupul nu anticipeaza un impact financiar material negativ asupra operatiunilor sale din cauza pandemiei COVID-19 si nu au fost identificate amenintari semnificative asupra continuitatii activitatii Grupului pentru o perioada ce include cel putin 12 luni de la data prezentelor situatii financiare interimare. Cu toate acestea, avand in vedere evolutiile pietei, efectele pe termen lung ale pandemiei COVID-19 nu pot fi estimate in mod fiabil la momentul actual intrucat Grupul nu exclude posibilitatea unor noi inchideri ale unor activitati din piata sau implementarea de masuri mai severe.

Acolo unde a fost posibila determinarea impactului financiar in baza unor rationamente profesionale elaborate de conducere, acesta a fost recunoscut in situatia consolidata a profitului sau pierderii pentru perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021 (a se vedea Nota 12 pentru ajustarile de depreciere a creantelor comerciale).

2 Bazele contabilitatii

Aceste situatii financiare interimare consolidate simplificate ("situatii financiare interimare") au fost intocmite in conformitate cu IAS 34 "Raportarea financiara interimara" adoptat de Uniunea Europeana. Acestea nu includ toate informatiile necesare pentru un set complet de situatii financiare in conformitate cu Standardele Internationale de Raportare Financiara ("IFRS") adoptate de Uniunea Europeana ("IFRS-EU") si trebuie sa fie citite impreuna cu situatiile financiare anuale la data si pentru exercitiul financiar incheiat la 31 decembrie 2020. Cu toate acestea, anumite note explicative sunt incluse pentru a explica evenimentele si tranzactiile care sunt semnificative pentru intelegerea modificarilor survenite in pozitia financiara si performanta Grupului de la ultimele situatii financiare anuale consolidate la data si pentru exercitiul financiar incheiat la 31 decembrie 2020.

Aceste situatii financiare interimare consolidate simplificate au fost intocmite in vederea depunerii la Bursa de Valori Bucuresti. Aceste situatii financiare interimare consolidate simplificate au fost autorizate pentru emitere de catre Consiliul de Administratie in data de 12 noiembrie 2021.

Rationamente profesionale si estimari

Pentru intocmirea acestor situatii financiare interimare, conducerea a elaborat rationamente profesionale, estimari si ipoteze care afecteaza aplicarea politicilor contabile ale Grupului si valoarea raportata a activelor, datoriilor, veniturilor si cheltuielilor. Rezultatele efective pot diferi de aceste estimari.

Rationamentele profesionale semnificative elaborate de catre conducere in aplicarea politicilor contabile ale Grupului si incertitudinile semnificative datorate estimarilor sunt aceleasi cu cele aplicate in situatiile financiare anuale consolidate la data si pentru exercitiul financiar incheiat la 31 decembrie 2020.

3 Bazele evaluarii

Situatiile financiare interimare consolidate simplificate au fost intocmite pe baza costului istoric, cu exceptia terenurilor si cladirilor, care sunt evaluate pe baza modelului reevaluarii.

4 Politici contabile semnificative

Politicile contabile aplicate in aceste situatii financiare interimare sunt aceleasi ca cele aplicate in situatiile financiare anuale consolidate la data si pentru exercitiul financiar incheiat la 31 decembrie 2020.

Noile amendamente la standardele existente intrate in vigoare incepand cu 1 ianuarie 2021 nu au un efect semnificativ asupra situatiilor financiare interimare consolidate simplificate ale Grupului.

5 Segmente operationale

(a) Bazele segmentarii

Operatiunile fiecarui segment raportabil sunt sumarizate mai jos:

Segmente raportabile	Activitate
Furnizare de energie electrica si gaze naturale	Achizitie de energie electrica si gaze naturale si vanzare a energiei electrice si gazelor naturale catre consumatorii finali (include Electrica Funizare S.A.)
Distributie de energie electrica	Pana la 31 decembrie 2020, serviciul de distributie a energiei electrice includea fostele filiale Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Sud S.A., Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Nord S.A. si Societatea de Distributie a Energiei Electrice Muntenia Nord S.A., in prezent Distributie Energie Electrica Romania S.A. (care acopera toate cele trei zone de distributie: Transilvania Sud, Transilvania Nord si Muntenia Nord), Electrica Serv S.A. si activitatea efectuata de Societatea Energetica Electrica S.A. in segmentul de distributie pana in luna iunie 2020. Incepand cu anul 2021, serviciul de distributie a energiei electrice include activitatea Societatii de Distributie Energie Electrica Romania S.A. si activitatea efectuata de Electrica Serv S.A. in segmentul de distributie.
Productia de energie electrica	Productia de energie electrica din surse regenerabile (panouri fotovoltaice) (include Electrica Energie Verde 1 SRL si incepand cu septembrie 2021 include Electrica Productie Energie S.A.).
Servicii aferente retelelor de distributie externe	Reparatii, mentenanta si alte servicii pentru retele de distributie detinute de alti operatori de distributie. Pana la 31 decembrie 2020, includea activitatea Servicii Energetice Muntenia S.A. (pana la 30 noiembrie 2020) si o parte din activitatea Electrica Serv S.A Incepand cu anul 2021, include activitatea Electrica Serv S.A. fara activitatea efectuata in segmentul de distributie.
Sediul central	Include activitati corporative la nivelul societatii mama Electrica S.A

Consiliul de Administratie al Societatii revizuieste raportarile interne pentru fiecare segment. Profitul inainte de dobanzi, impozitare, amortizare si depreciere ("EBITDA") al fiecarui segment este utilizat pentru evaluarea performantei, intrucat conducerea considera ca aceasta informatie este una dintre cele mai relevante in evaluarea rezultatelor segmentelor.

Exista nivele diferite de integrare intre segmentele de furnizare a energiei electrice, distributie energiei electrice si segmentele externe de intretinere a retelelor electrice. Aceasta integrare include distributia energiei electrice si servicii comune de intretinere a retelelor electrice. Politica de stabilire a preturilor intra-segmente se determina pe baza principiului valorii de piata.

Toate activele sunt alocate segmentelor raportabile, cu exceptia investitiilor in entitati asociate si a creantelor privind impozitul amanat.

SOCIETATEA ENERGETICA ELECTRICA S.A. NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE

LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021

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

(b) Informatii cu privire la segmentele raportabile

Perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	Furnizare de energie electrica si gaze naturale	Distributie de energie electrica	Productie de energie electrica	Servicii aferente retelelor de distributie externe	Sediul Central	Total pentru segmentele raportabile	Eliminari si ajustari de consolidare	Total consolidat
Venituri de la clientii externi	4.045.155	938.447	4.067	29.847	-	5.017.516	-	5.017.516
Venituri din tranzactii cu alte segmente	21.460	987.500	747	15.544	-	1.025.251	(1.025.251)
Veniturile segmentului raportabil	4.066.615	1.925.947	4.814	45.391	-	6.042.767	(1.025.251)	5.017.516
(Pierderea)/ Profitul (segmentului raportabil inainte de impozitare	(25.912)	156.733	810	(27.362)	325.354	429.623	(331.250)	98.373
Rezultat financiar net	2.105	(51.186)	(579)	656	362.979	313.975	(331.250)	(17.275)
Amortizarea imobilizarilor corporale si necorporale	(10.338)	(340.156)	(1.717)	(7.395)	(1.731)	(361.337)	-	(361.337)
Reluare ajustari pentru deprecierea imobilizarilor corporale si necorporale, net	-	-	-	137	2.178	2.315	-	2.315
Ajustari pentru deprecierea activelor detinute in vederea vanzarii	-	-	-	(264)	(162)	(426)	-	(426)
EBITDA ajustata*	(17.679)	548.075	3.106	(20.496)	(37.910)	475.096	-	475.096
(Ajustari)/Reluarea ajustarilor pentru deprecierea creantelor comerciale si altor creante, net	(43.808)	(28.647)	-	(264)	70	(72.649)	-	(72.649)
(Pierderea)/ Profitul net(a) a(l) segmentului	(22.977)	125.134	718	(24.935)	325.352	403.292	(331.250)	72.042
Beneficiile angajatilor	(76.978)	(456.180)	(32)	(38.243)	(25.438)	(596.871)	-	(596.871)
Cheltuieli de capital	6.891	287.831	5	640	1.804	297.171	-	297.171
Perioada de noua luni incheiata
la 30 septembrie 2020 (neauditat si nerevizuit)
Venituri de la clientii externi	3.658.296	1.092.638	1.652	23.901	-	4.776.487	-	4.776.487
Venituri din tranzactii cu alte segmente	24.793	930.503	-	108	-	955.404	(955.404)	-
Veniturile segmentului raportabil	3.683.089	2.023.141	1.652	24.009	-	5.731.891	(955.404)	4.776.487
Profitul/(Pierderea) segmentului raportabil inainte de impozitare	236.764	111.834	1.047	(1.773)	310.177	658.049	(207.401)	450.648
Rezultat financiar net	3.410	(47.649)	(363)	(132)	249.088	204.354	(214.970)	(10.616)
Amortizarea imobilizarilor corporale si necorporale	(9.547)	(346.674)	(196)	(811)	(9.990)	(367.218)	-	(367.218)
Reluarea ajustarilor/(Ajustari) pentru deprecierea imobilizarilor corporale si necorporale, net	-	1.297	-	-	(1.903)	(606)	-	(606)
Ajustari pentru deprecierea activelor detinute in vederea vanzarii	-	(168)	-	-	-	(168)	-	(168)
EBITDA ajustata*	242.901	505.028	1.606	(830)	72.982	821.687	7.569	829.256
(Ajustari)/Reluarea ajustarilor pentru deprecierea creantelor comerciale si altor creante, net	(24.329)	(4.434)	-	13	98.526	69.776	-	69.776
Profitul net al segmentului	201.087	90.522	960	825	310.173	603.567	(207.401)	396.166
Beneficiile angajatilor	(85.378)	(445.821)	-	(12.296)	(22.000)	(565.495)	-	(565.495)
Cheltuieli de capital	1.822	413.491	-	206	1.027	416.546	-	416.546

SOCIETATEA ENERGETICA ELECTRICA S.A. NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE

LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021

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

La 30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	Furnizare de energie electrica si gaze naturale	Distributie de energie electrica	Productie de energie electrica	Servicii aferente retelelor de distributie externe	Sediul Central	Total pentru segmentele raportabile	Eliminari si ajustari de consolidare	Total consolidat
Activele segmentului	1.163.062	7.184.468	40.339	420.011	898.707	9.706.587	(1.774.716)	7.931.871
Creante comerciale si alte creante	984.089	521.970	582	84.630	345.344	1.936.615	(763.222)	1.173.393
Numerar si echivalente de numerar	73.846	142.384	1.752	7.929	134.170	360.081	-	360.081
Numerar restrictionat (termen scurt)	-	-	-	-	320.000	320.000	-	320.000
Datorii comerciale, alte datorii si beneficii pe termen scurt ale angajatilor	1.057.343	473.630	24.239	28.439	110.560	1.694.211	(745.000)	949.211
Descoperiri de cont	-	100.474	-	-	-	100.474	-	100.474
Leasing	3.642	16.701	-	2.786	753	23.882	-	23.882
Imprumuturi bancare	-	889.341	-	-	-	889.341	-	889.341
La 31 decembrie 2020 (auditat)
Activele segmentului	1.203.027	7.531.380	44.658	98.432	768.206	9.645.703	(1.583.885)	8.061.818
Creante comerciale si alte creante	893.180	529.842	109	7.797	165.323	1.596.251	(534.016)	1.062.235
Numerar si echivalente de numerar	185.423	185.498	4.808	1.715	193.485	570.929	-	570.929
Numerar restrictionat (termen scurt)	-	-	-	-	320.000	320.000	-	320.000
Datorii comerciale, alte datorii si beneficii pe termen scurt ale angajatilor	821.440	625.335	27.786	3.579	11.615	1.489.755	(515.449)	974.306
Descoperiri de cont	-	164.966	-	-	-	164.966	-	164.966
Leasing	2.782	23.032	-	354	1.454	27.622	-	27.622
Imprumuturi bancare	-	778.909	-	-	-	778.909	-	778.909

*EBITDA ajustata (Profitul inainte de dobanzi, impozitare, amortizare si depreciere sau EBITDA) pentru segmentele operationale este definita si calculata pornind de la profitul / (pierderea) inainte de impozitare pentru un segment operational ajustat(a) cu i) amortizarea si deprecierea/reluarea deprecierii imobilizarilor corporale si necorporale aferente segmentului operational ii) ajustarile pentru activele detinute in vederea vanzarii si iii) rezultatul financiar aferent segmentului operational. EBITDA nu este un indicator IFRS si nu trebuie tratat ca o alternativa la indicatorii IFRS. Mai mult, EBITDA nu este definita in mod unitar. Metoda de calcul a EBITDA utilizata de alte societati poate fi semnificativ diferita fata de cea utilizata de Grup. In consecinta, EBITDA prezentata in aceasta nota nu poate fi utilizata, ca atare, in scopul comparatiei cu EBITDA altor societati.

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE

LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021

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

(c) Reconcilierea informatiilor pe segmente raportabile cu valorile consolidate

Total active	30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	31 decembrie 2020 (auditat)
Total active pentru segmentele raportabile	9.706.587	9.645.703
Eliminarea activelor intre segmente	(1.819.952)	(1.603.551)
Sume nealocate	45.236	19.666
Total active consolidate	7.931.871	8.061.818
Creante comerciale si alte creante Creante comerciale si alte creante pentru segmentele raportabile Eliminarea creantelor comerciale si altor creante intre segmente	1.936.615 (763.222)	1.596.251 (534.016)
Creante comerciale si alte creante consolidate	1.173.393	1.062.235
Datorii comerciale, alte datorii si beneficii pe termen scurt ale angajatilor Datorii comerciale, alte datorii si beneficii pe termen scurt ale angajatilor pentru segmentele raportabile Eliminarea datoriilor comerciale, altor datorii si beneficiilor pe termen	1.694.211	1.489.755
scurt ale angajatilor intre segmente	(745.000)	(515.449)
Datorii comerciale, alte datorii consolidate si beneficii pe termen scurt ale angajatilor consolidate	949.211	974.306

6 Venituri

	Perioada de noua luni incheiata la
	30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	30 septembrie 2020 (neauditat si nerevizuit)
Distributia si furnizarea energiei electrice	4.654.879	4.183.857
Venituri aferente constructiei retelelor electrice aferente acordurilor de concesiune	287.831	509.612
Reparatii, mentenanta si alte servicii prestate	41.385	43.298
Furnizarea de gaze naturale	32.617	31.560
Venituri din vanzarea certificatelor verzi aferente energiei proprii produse	578	1.395
Taxe de reconectare	204	2.575
Vanzari de marfuri	22	4.190
Total	5.017.516	4.776.487

In ceea ce priveste momentul recunoasterii veniturilor, majoritatea serviciilor furnizate de Grup sunt transferate clientului in timp, totusi, venituri in suma de 1.662 mii RON (perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2020: 1.605 mii RON) au fost transferate la un anumit moment de timp.

SOCIETATEA ENERGETICA ELECTRICA S.A. NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE

LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021 (Toate sumele sunt exprimate in MII RON, daca nu este indicat altfel)

7 Alte venituri din exploatare

		Perioada de noua luni incheiata la
	30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	30 septembrie 2020 (neauditat si nerevizuit)
Venituri din chirii	68.122	70.953
Venituri din despagubiri	40.236	13.165
Penalitati pentru intarziere la plata de la clienti	13.996	16.585
Venituri din preavize	4.258	4.813
Altele	16.310	12.861
Total	142.922	118.377

8 Energie electrica si gaze naturale achizitionate

		Perioada de noua luni incheiata la
	30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	30 septembrie 2020 (neauditat si nerevizuit)
Energie electrica achizitionata	2.957.024	2.326.815
Certificate verzi achizitionate	430.362	409.045
Gaze naturale achizitionate	35.261	38.356
Total	3.422.647	2.774.216

9 Rezultat pe actiune

Calculul rezultatului pe actiune - de baza si diluat - are la baza urmatoarele valori ale profitului atribuibil actionarilor Societatii si numarul mediu ponderat de actiuni ordinare in circulatie:

Profitul perioadei atribuibil actionarilor

	Perioada de noua luni incheiata la
	30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	30 septembrie 2020 (neauditat si nerevizuit)
Profitul perioadei atribuibil actionarilor Societatii	72.042	396.166
Profitul perioadei atribuibil actionarilor Societatii	72.042	396.166

Numarul mediu ponderat de actiuni ordinare (exprimat in numar de actiuni)

Pentru calculul rezultatului pe actiune de baza si diluat actiunile proprii rascumparate de Societate (6.890.593 actiuni) nu sunt considerate ca fiind actiuni in circulatie si sunt deduse din numarul total al actiunilor ordinare emise.

Numarul mediu ponderat de actiuni ordinare in circulatie (neauditat si nerevizuit) la 30 septembrie 2021 este 339.553.004 (30 septembrie 2020: 339.553.004).

Rezultat pe actiune	Perioada de noua luni incheiata la
	30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	30 septembrie 2020 (neauditat si nerevizuit)
Rezultat pe actiune - de baza si diluat (RON)	0,21	1,17

SOCIETATEA ENERGETICA ELECTRICA S.A. NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021

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

10 Dividende

In data de 28 aprilie 2021, Adunarea Generala a Actionarilor Societatii a aprobat distribuirea de dividende in suma de 247.874 mii RON (2020: 246.108 mii RON). Valoarea dividendelor pe actiune distribuite este de 0,73 RON pe actiune (2020: 0,7248 RON/actiune).

11 Impozit pe profit

	Perioada de noua luni incheiata la
	30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	30 septembrie 2020 (neauditat si nerevizuit)
Cheltuiala cu impozitul curent al perioadei	18.812	46.295
Cheltuiala cu impozitul amanat	7.519	8.187
Total cheltuiala cu impozitul pe profit	26.331	54.482

12 Creante comerciale

	30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	31 decembrie 2020 (auditat)
Creante comerciale, valoare bruta	2.166.223	1.979.348
Ajustari pentru deprecierea creantelor comerciale	(1.021.935)	(949.573)
Total creante comerciale, net	1.144.288	1.029.775

Creantele de la partile afiliate sunt prezentate in Nota 19.

Reconcilierea dintre soldul initial si soldul final al ajustarilor pentru deprecierea creantelor comerciale sub forma pierderilor previzionate pe durata de viata este dupa cum urmeaza:

	Perioada de noua luni incheiata la
Pierderi previzionate pe durata de viata	30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	30 septembrie 2020 (neauditat si nerevizuit)
Sold la 1 ianuarie (auditat)	949.573	1.022.140
Ajustari pentru pierderi recunoscute	83.255	50.130
Ajustari pentru pierderi reversate	(10.606)	(119.132)
Creante anulate	(287)	(870)
Sold la 30 septembrie (neauditat si nerevizuit)	1.021.935	952.268

Ajustarile pentru deprecierea creantelor sunt determinate conform standardului IFRS 9 "Instrumente financiare", in baza modelului de "pierderi de credit preconizate". In aplicarea standardului IFRS 9, Grupul a identificat 5 grupuri de clienti pe baza unor caracteristici comune de risc: 3 grupuri separate pentru filialele de distributie si 2 grupuri (non-casnici si casnici) pentru filiala de furnizare.

O parte semnificativa a ajustarilor pentru creante incerte se refera la clienti in litigiu, insolventa sau faliment, multe dintre aceste creante fiind mai vechi de cinci ani. Grupul va derecunoaste aceste creante impreuna cu ajustarile aferente dupa finalizarea procedurilor de faliment. Aceste creante au fost tratate separat in calculul deprecierii conform IFRS 9.

Avand in vedere impactul generat de pandemia COVID-19, Grupul a identificat riscul de neplata, luand in considerare o serie de factori pentru a se asigura ca efectueaza clasificarea la valoarea implicita nu numai pe baza pierderilor de credit preconizate, ci si pe circumstante potrivit carora sunt probabile pierderi economice. IFRS 9 se bazeaza pe un set de principii care, prin natura lor, nu sunt mecanice si necesita aplicarea unui anumit nivel de rationament profesional.

SOCIETATEA ENERGETICA ELECTRICA S.A. NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021

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

In aplicarea IFRS 9 la 30 septembrie 2021, Grupul a considerat toate informatiile disponibile fara costuri nejustificate (inclusiv informatii anticipate) care pot afecta riscul de credit al creantelor sale de la recunoasterea initiala, inregistrand astfel o ajustare pentru deprecierea creantelor comerciale in suma de 83.255 mii RON.

13 Numerar si echivalente de numerar

	30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	30 septembrie 2020 (neauditat si nerevizuit)
Total numerar si echivalente de numerar in situatia consolidata simplificata a pozitiei financiare	360.081	524.235
Descoperiri de cont utilizate in scopul gestionarii lichiditatilor	(100.474)	(116.011)
Total numerar si echivalente de numerar in situatia consolidata simplificata a fluxurilor de numerar	259.607	408.224
Numerar restrictionat – termen lung	-	320.000
Numerar restrictionat – termen scurt	320.000	-

La 30 septembrie 2021, Electrica SA are depozite colaterale la BRD – Groupe Societe Generale constituite drept garantii pentru imprumuturile pe termen lung primite de la BRD – Groupe Societe Generale de catre fostele Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Sud S.A., Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Nord S.A. si Societatea de Distributie a Energiei Electrice Muntenia Nord S.A. actuala Distributie Energie Electrica Romania S.A. in valoare de 320.000 mii RON (30 septembrie 2020: 320.000 mii RON). Avand in vedere faptul ca imprumuturile pe termen lung sunt rambursabile in data de 16 octombrie 2021 (a se vedea Nota 15), valoarea depozitelor colaterale de 320.000 mii RON la 30 septembrie 2021 este prezentata in situatia consolidata a pozitiei financiare ca numerar restrictionat pe termen scurt.

Grupul are facilitati de descoperiri de cont de la diverse banci (ING Bank N.V., Banca Comerciala Romana, Banca Transilvania, BNP Paribas si Intesa Sanpaolo Bank) cu o limita maxima de descoperiri de pana la 635.000 mii RON si scadente cuprinse intre decembrie 2021 si septembrie 2022. Facilitatile de descoperit de cont sunt utilizate pentru finantarea activitatii curente. Soldul facilitatilor de descoperit de cont utilizate la 30 septembrie 2021 este in suma de 100.474 mii RON (30 septembrie 2020: 116.011 mii RON).

Urmatoarele informatii sunt relevante in legatura cu situatia fluxurilor de numerar. Operatiunile fara numerar includ:

compensari intre creante si datorii comerciale in suma de 5.614 mii RON in perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021 (perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2020: 7.030 mii RON).

14 Alte datorii

	30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)			31 decembrie 2020 (auditat)
	Curente	Pe termen lung	Curente	Pe termen lung
TVA de plata	173.290	-	128.450	-
Datorii catre Stat	5.363	-	6.820	-
Alte datorii	107.599	32.663	105.676	33.873
Total	286.252	32.663	240.946	33.873

Alte datorii includ in principal garantii, creditori diversi, taxa de racordare, taxa de habitat si contributii de cogenerare. Alte datorii pe termen lung se refera la garantiile incasate de la clienti in legatura cu furnizarea energiei electrice.

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE

LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021

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

15 Imprumuturi bancare pe termen lung

Tragerile si rambursarile de imprumuturi in perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021, au fost astfel:

	Moneda	Rata dobanzii	An scadenta finala	Valoare
Sold la 1 ianuarie 2021 (auditat) Trageri in perioada, din care:				778.909
BCR	RON	ROBOR 3M + 1%	2028	82.793
BRD	RON	3,85%	2028	30.472
BRD	RON	3,85%	2028	39.740
Total trageri				153.005
Dobanda in sold				843
Plati de dobanzi				(795)
Rambursari in perioada, din care:
Banca Transilvania	RON	4,59%	2027	16.250
BRD	RON	3,99%	2026	15.600
UniCredit Bank	RON	3,85%	2026	10.771
Total rambursari				42.621
Sold la 30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)				889.341

La 30 septembrie 2021, respectiv 31 decembrie 2020, imprumuturile bancare pe termen lung se prezinta astfel:

Sold la 31 decembrie 2020 (auditat)
80.000
114.000
126.000
116.086
58.201
124.800
69.584
40.289
49.949
778.909
(377.818)
(795)
400.296

SOCIETATEA ENERGETICA ELECTRICA S.A. NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021

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

La data de 2 iulie 2021, Societatea de Distributie Energie Electrica Romania S.A., in calitate de imprumutat, a incheiat cu Banca Europeana pentru Reconstructie si Dezvoltare un contract de credit pentru investitii cu scopul finantarii investitiilor in reteaua de distributie a energiei electrice conform planului de investitii 2021-2023. Principalele prevederi sunt: Valoarea maxima a creditului 195.136 mii RON; Rata dobanzii: stabilita pentru fiecare transa in parte; Rambursari: 17 rate semestriale pana la 31.07.2031; Perioada de gratie: 24 luni. La 30 septembrie 2021, DEER nu a tras nicio suma din imprumut. Contractul de imprumut este garantat de catre Electrica SA.

La data de 14 iulie 2021, Societatea de Distributie Energie Electrica Romania S.A., in calitate de imprumutat, a incheiat cu Banca Europeana pentru Investitii un contract de credit pentru investitii cu scopul finantarii investitiilor in reteaua de distributie a energiei electrice conform planului de investitii 2021-2023. Principalele prevederi sunt: Valoarea maxima a creditului: 120.000 mii EUR; Rata dobanzii si Rambursarile vor fi agreate individual pentru fiecare transa trasa. La 30 septembrie 2021, DEER nu a tras nicio suma din imprumut. Contractul de imprumut este garantat de catre Electrica SA.

Toti indicatorii financiari prevazuti in contractele de imprumuturi bancare pe termen lung au fost indepliniti la 30 septembrie 2021 si la 31 decembrie 2020.

16 Provizioane

	Fiscale	Altele	Total provizioane
Sold la 1 ianuarie 2021 (auditat)	1.200	18.038	19.238
Provizioane recunoscute	-	16.470	16.470
Provizioane utilizate	-	(653)	(653)
Provizioane reversate	(116)	(3.968)	(4.084)
Sold la 30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	1.084	29.887	30.971

La 30 septembrie 2021, provizioanele se refera, in principal, la obligatii ale Grupului la incetarea contractelor de mandat ale directorilor executivi, sub forma unei clauze de neconcurenta in suma de 4.872 mii RON (31 decembrie 2020: 6.139 mii RON) si la diverse reclamatii si litigii care implica companiile din Grup in suma totala de 26.099 mii RON (31 decembrie 2020: 13.099 mii RON).

In cursul perioadei de noua luni incheiate la 30 septembrie 2021, Grupul a constituit un provizion in legatura cu obligatii ale filialei de furnizare in valoare de 7.609 mii RON reprezentand compensatii decurgand din aplicarea Standardului de performanta pentru activitatea de furnizare a energiei electrice prevazut in Ordinul ANRE 6/2017, si a Regulamentului de furnizare a energiei electrice la clientii finali aprobat de Ordinul ANRE 235/2019 ca urmare a procesului de liberalizare completa a pietei inceput la 1 ianuarie 2021.

17 Instrumente financiare – valori juste

(a) Clasificari contabile si valori juste

In conformitate cu IFRS 9, activele financiare sunt evaluate la costul amortizat, deoarece acestea sunt detinute in cadrul unui model de afaceri pentru a colecta fluxurile de trezorerie contractuale si aceste fluxuri de trezorerie constau exclusiv in plati de principal si dobanzi aferente.

Grupul a determinat faptul ca valoarea contabila este o aproximare rezonabila a valorii juste pentru activele si datoriile financiare.

(b) Evaluarea valorilor juste

Ierarhia valorilor juste

Valorile juste sunt clasificate in cadrul diferitelor niveluri ale ierarhiei valorilor juste pe baza datelor de intrare folosite in tehnicile de evaluare, dupa cum urmeaza:

• Nivelul 1: preturi cotate (neajustate) pe piete active pentru active sau datorii identice pe care Grupul le poate accesa la data evaluarii;
• Nivelul 2: date de intrare, altele decat preturile cotate incluse in Nivelul 1, care sunt observabile pentru un activ sau datorie, fie direct (ex. preturi), fie indirect (ex. derivate din preturi);
• Nivelul 3: date de intrare pentru un activ sau datorie care nu au la baza date observabile pe piata (date de intrare neobservabile).

18 Investitii in entitati asociate

In data 28 iulie 2021, Electrica SA a incheiat trei contracte de vanzare-cumparare parti sociale a trei companii de proiect avand ca obiect principal de activitate productia de energie electrica din surse regenerabile. Contractele de vanzare cumparare incheiate, mentioneaza faptul ca in prima etapa Grupul achizitioneaza 30% din capitalul social al celor trei companii, ramanand ca in urmatoarele etape, sa se achizitioneze restul de 70% din capitalul social dupa ce conditiile prevazute in contractele de vanzare cumparare vor fi indeplinite.

Cele trei companii se prezinta astfel:

• Crucea Power Park SRL, dezvolta proiectul eolian "Crucea Est", cu o capacitate instalata proiectata de 121 MW si o capacitate de stocare a energiei electrice proiectata de 60 MWh (15 MW x 4h), situat in extravilanul comunei Crucea, jud. Constanta. Pretul de achizitie estimat pentru proiectul eolian Crucea Est este de 70 mii EUR/MW pentru capacitatea mentionata anterior, totalizand suma de 8.470 mii EUR. La data de 28 iulie 2021, Electrica SA a platit suma de 2.541 mii EUR reprezentand 30% din valoarea proiectului, respectiv 30% din partile sociale ale Crucea Power Park SRL.
• Sunwind Energy SRL, dezvolta proiectul fotovoltaic "Satu Mare 2" cu o capacitate instalata proiectata de 27 MW, situat in vecinatatea orasului Satu Mare. Pretul de achizitie estimat pentru proiectul fotovoltaic "Satu Mare 2" este de 55 mii EUR/MW pentru capacitatea mentionata anterior, totalizand suma de 1.485 mii EUR. La data de 28 iulie 2021, Electrica SA a platit suma de 445,5 mii EUR reprezentand 30% din valoarea proiectului, respectiv 30% din partile sociale ale Sunwind Energy SRL.
• New Trend Energy SRL, dezvolta proiectul fotovoltaic "Satu Mare 3", cu o capacitate proiectata de 59 MW, situat in vecinatatea orasului Satu Mare. Pretul de achizitie estimat pentru proiectul fotovoltaic "Satu Mare 3" este de 55 mii EUR/MW pentru capacitatea mentionata anterior, totalizand suma de 3.245 mii EUR. La data de 28 iulie 2021, Electrica SA a platit suma de 973,5 mii EUR reprezentand 30% din valoarea proiectului, respectiv 30% din partile sociale ale New Trend Energy SRL.

Avand in vedere procentul de detinere de 30%, la data de 30 septembrie 2021, cele 3 entitati sunt contabilizate utilizand metoda punerii in echivalenta in aceste situatii financiare consolidate astfel cum se prevede in politicile contabile ale Grupului din nota 4.

SOCIETATEA ENERGETICA ELECTRICA S.A. NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE

LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021 (Toate sumele sunt exprimate in MII RON, daca nu este indicat altfel)

Costul investitiei la data achizitiei, totalizand valoarea de 19.481 mii RON, este detaliat dupa cum urmeaza:

	Crucea Power Park	New Trend Energy	SUNWIND ENERGY
Data achizitiei	31.07.2021	31.07.2021	31.07.2021
Procent detinere la data achizitiei	30%	30%	30%
Activ net la data achizitiei	(242)	(5)	(5)
Ponderea Grupului in activ net (30%)	(73)	(2)	(2)
Fond comercial	12.573	4.791	2.193
Costul investitiei la data achizitiei	12.500	4.789	2.191

19 Parti afiliate

(a) Actionarii principali

La 30 septembrie 2021 si 31 decembrie 2020, actionarul principal al Societatii Energetice Electrica S.A. este Statul Roman, reprezentat prin Ministerul Energiei care detine o cota de participatie de 48,79% din capitalul social.

(b) Remunerarea directorilor si administratorilor

		Perioada de noua luni incheiata la
	30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	30 septembrie 2020 (neauditat si nerevizuit)
Remunerarea conducerii executive	24.761	21.670

Remunerarea conducerii executive se refera la directorii cu contract de mandat, cat si la cei cu contract de munca, atat din filiale cat si din cadrul Electrica SA. Aceasta cuprinde si beneficiile platite in cazul incetarii contractelor de mandat ale directorilor executivi.

Remuneratiile acordate membrilor Consiliului de Administratie au fost dupa cum urmeaza:

		Perioada de noua luni incheiata la
	30 septembrie 2021 30 septembrie 2020 (neauditat si (neauditat si nerevizuit) nerevizuit)
Membrii Consiliului de Administratie	3.265	2.117

(c) Tranzactii cu societati in care Statul detine control sau influenta semnificativa

In cursul normal al activitatii sale, Grupul desfasoara tranzactii cu societati in care Statul detine control sau are o influenta semnificativa, referitoare in principal la achizitia de energie electrica, servicii de transport si sistem si vanzari de energie electrica. Achizitiile si soldurile semnificative sunt in principal cu producatori/furnizori de energie electrica, dupa cum urmeaza:

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE

LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021

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

		Achizitii (fara TVA)	Sold (cu TVA)
Furnizor	Perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	Perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2020 (neauditat si nerevizuit)	30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	31 decembrie 2020 (auditat)
OPCOM	831.523	180.539	19.705	4.209
Transelectrica	499.269	456.866	82.683	113.059
Nuclearelectrica	385.354	351.430	41.945	61.848
Complexul Energetic Oltenia	310.804	196.734	30.243	37.350
Hidroelectrica	187.742	373.650	18.065	34.471
ANRE	7.924	10.754	539	176
Electrocentrale Bucuresti	-	78.839	-	-
Altii	10.785	2.778	2.291	1.779
Total	2.233.401	1.651.590	195.471	252.892

De asemenea, Grupul efectueaza vanzari catre alte entitati in care Statul detine control sau are o influenta semnificativa, reprezentand furnizare de energie electrica, din care cele mai importante tranzactii sunt dupa cum urmeaza:

	Vanzari (fara TVA)	Sold, valoare bruta (cu TVA)	Ajustare	Sold, valoare neta
Client	Perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)	30 septembrie 2021 (neauditat si nerevizuit)
OPCOM	82.805	17.663	-	17.663
Transelectrica	40.949	6.225	-	6.225
SNGN Romgaz	40.453	11.540	-	11.540
Hidroelectrica	11.134	2.693	-	2.693
CN Romarm	10.597	1.116	-	1.116
CFR Electrificare	7.959	1.510	-	1.510
C.N.C.F CFR	6.377	1.673	-	1.673
CNAIR	6.118	2	-	2
Transgaz	622	160	-	160
CN Remin	388	71.195	71.195	-
CET Braila	9	3.361	3.361	-
Oltchim	-	565.484	565.484	-
C.N.C.A.F. MINVEST SA	-	26.802	26.802	-
Termoelectrica	-	1.215	1.215	-
Altii	32.043	9.439	537	8.902
Total	239.454	720.078	668.594	51.484

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE

LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021 (Toate sumele sunt exprimate in MII RON, daca nu este indicat altfel)

	Vanzari (fara TVA)	Sold, valoare bruta (cu TVA)	Ajustare	Sold, valoare neta
Client	Perioada de noua luni incheiata la 30 septembrie 2020 (neauditat si nerevizuit)	31 decembrie 2020 (auditat)
OPCOM	46.283	3.634	-	3.634
SNGN Romgaz SA	30.894	1.246		1.246
C.N.C.F CFR SA	28.731	5.191	-	5.191
Transelectrica	20.377	7.841		7.841
CN Romarm	9.896	641	-	641
Hidroelectrica	7.314	598	-	598
CFR Electrificare	5.821	420	-	420
Transgaz	3.645	12	-	12
CN Remin SA	444	71.215	(71.215)	-
CET Braila	4	3.361	(3.361)	-
Oltchim	-	565.484	(565.484)	-
C.N.C.A.F. MINVEST SA	-	26.802	(26.802)	-
Termoelectrica	-	1.217	(1.217)	-
Altii	28.476	3.184	(493)	2.691
Total	181.885	690.846	(668.572)	22.274

20 Conditionalitati

Active contingente

Certificate verzi in relatie cu Electrica Energie Verde 1

Odata cu achizitia parcului fotovoltaic operat de catre Electrica Energie Verde 1, Grupul a preluat soldul de certificate verzi existent la data achizitiei, respectiv 31 august 2020.

Parcul fotovoltaic primeste un numar de sase certificate verzi pentru fiecare MWh de energie electrica produsa si livrata, dintre care in perioada 2013-2020, doua certificate verzi au fost amanate la tranzactionare, urmand sa se recupereze in transe egale, lunar, incepand cu 1 ianuarie 2021 pana la 31 decembrie 2030.

Certificatele verzi sunt recunoscute la momentul vanzarii acestora, in timp ce stocul de certificate verzi existent la finalul perioadei reprezinta un activ contingent, acesta nefiind recunoscut.

La 30 septembrie 2021, Electrica Energie Verde 1 detine un numar total de 189.925 (31 decembrie 2020: 148.581) certificate verzi, dintre care amanate la tranzactionare 129.320 (31 decembrie 2020: 139.805) iar diferenta de 60.605 (31 decembrie 2020: 8.776) reprezinta certificate verzi tranzactionabile. Incepand cu ianuarie 2021, s-a inceput recuperarea certificatelor verzi amanate, in transe egale de 1.165 certificate verzi, lunar, timp de zece ani. Valoarea totala a certificatelor verzi detinute de Electrica Energie Verde 1 este de 27.009 mii RON (31 Decembrie 2020: 21.130 mii RON), evaluate la pretul mediu ponderat de tranzactionare de 142,2107 RON/CV publicat de catre operatorul pietei de certificate verzi (OPCOM).

Pretentii impotriva Agentia Nationala de Administrare Fiscala ("ANAF")

In aprilie 2021, Electrica SA a depus o noua actiune in contradictoriu cu ANAF – dosar nr. 2444/2/2021, aflat pe rolul Curtii de Apel Bucuresti, pentru care nu s-a stabilit inca un termen de judecata, avand ca obiect: corectarea fisei fiscale a Electrica SA, astfel incat aceasta sa reflecte dreptul la restituirea sumei de 5.860 mii RON, reprezentand suma achitata de Electrica SA in 2020 pentru a beneficia de aplicarea anularii obligatiilor fiscale accesorii prevazute de Ordonanta de Urgenta a

SOCIETATEA ENERGETICA ELECTRICA S.A. NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE NOUA LUNI INCHEIATA LA 30 SEPTEMBRIE 2021 (Toate sumele sunt exprimate in MII RON, daca nu este indicat altfel)

Guvernului nr. 69/2020, a sumei de 818 mii RON care nu a fost inclusa in suma restituita de catre ANAF in 2020 si plata dobanzii legale in suma de 5.162 mii RON, calculata pentru suma restituita de ANAF in 2020.

Datorii contingente

Mediul fiscal

Controalele fiscale sunt frecvente in Romania, constand in verificari amanuntite ale registrelor contabile ale contribuabililor. Astfel de controale au loc uneori dupa luni sau chiar ani de la stabilirea obligatiilor de plata. In consecinta, societatile ar putea datora impozite si amenzi semnificative. In plus, legislatia fiscala este supusa unor modificari frecvente, iar autoritatile manifesta de multe ori inconsecventa in interpretarea legislatiei.

Declaratiile de impozit pe profit pot face obiectul reviziei si corectiilor efectuate de autoritatile fiscale, in general pentru o perioada de cinci ani dupa data completarii lor.

Grupul ar putea suporta cheltuieli in legatura cu ajustari fiscale referitoare la anii precedenti ca urmare a controalelor si litigiilor cu autoritatile fiscale. Conducerea Grupului considera ca au fost constituite provizioane adecvate in situatiile financiare interimare consolidate pentru toate obligatiile fiscale semnificative, cu toate acestea persista un risc ca autoritatile fiscale sa aiba pozitii diferite.

Raport de inspectie fiscala la fosta filiala SDEE Muntenia Nord S.A. (actuala Distributie Energie Electrica Romania S.A.)

Fosta filiala SDEE Muntenia Nord S.A. (actuala Distributie Energie Electrica Romania S.A.) a fost supusa unui control fiscal din partea Directiei de Impozite Locale din cadrul Primariei Municipiului Galati privind impozitele pe cladiri platite in perioada 2012-2016. Controlul fiscal a fost finalizat in luna decembrie 2019, cand a fost comunicat raportul de inspectie fiscala catre filiala. Raportul de inspectie fiscala a stabilit obligatii de plata suplimentare pentru filiala reprezentand impozitul pe cladiri pentru perioada 01.01.2012 - 31.12.2015 in valoare totala de 24.831 mii RON, din care principal in valoare de 12.051 mii RON si majorari de intarziere aferente calculate pana la luna octombrie 2019 in valoare de 12.780 mii RON. Actiuni litigioase au fost demarate in vederea contestarii raportului de inspectie fiscala.

Grupul a inregistrat in cursul exercitiului financiar incheiat la 31 decembrie 2019 o cheltuiala in valoare de 12.051 mii RON in conformitate cu IFRIC 23 "Incertitudini legate de tratamente fiscale".

Raport de inspectie fiscala la Electrica Serv S.A.

In luna mai 2017 a fost finalizata o inspectie fiscala la Electrica Serv S.A., iar autoritatile fiscale au stabilit obligatii fiscale suplimentare in suma de 12.281 mii RON. Aceasta suma reprezinta TVA (inclusiv dobanzi si penalitati aferente) care a fost dedusa de catre filiala in perioada 2012-2013, aferenta unor facturi emise de un furnizor de leasing care era inactiv la acea data. Compania a atacat in instanta masurile impuse de autoritatile fiscale. In data de 3 iulie 2019 Curtea de Apel Bucuresti a admis in parte contestatia in sensul anularii partiale a deciziei de impunere pentru suma de 7.264 mii RON reprezentand TVA cu accesoriile aferente, in mod nelegal retinuta ca nedeductibila. Impotriva acestei solutii, atat ANAF cat si Electrica Serv SA au formulat recurs, inregistrat la Inalta Curte de Casatie si Justitie, cu termen de judecata in data de 06 octombrie 2022.

La 30 septembrie 2021 si 31 decembrie 2020, Grupul a recunoscut o creanta de incasat de la autoritatile fiscale in suma de 12.281 mii RON, fara o ajustare de depreciere corespunzatoare avand in vedere ca cea mai buna estimare a managementului este ca Electrica Serv S.A. poate sa obtina o hotarare judecatoreasca finala favorabila in acest caz.

Alte litigii si dispute

Grupul este implicat intr-o serie de litigii si dispute (ex. cu ANRE, ANAF, Curtea de Conturi, cereri de despagubiri, dispute in legatura cu titluri de proprietate asupra unor terenuri, litigii de munca etc.).

Dupa cum este sumarizat in Nota 16, Grupul a constituit provizioane pentru litigiile si disputele pentru care conducerea a evaluat ca este probabil sa fie necesara o iesire de resurse incorporand beneficii economice datorita sanselor reduse de solutionare favorabila a acestora. Grupul nu prezinta informatii in situatiile financiare si nu a constituit provizioane pentru litigiile si disputele pentru care conducerea a evaluat posibilitatea unor iesiri de resurse ca fiind redusa.

Grupul prezinta, daca este cazul, informatii referitoare la cele mai semnificative sume disputate in litigii si pentru care Grupul nu a constituit provizioane deoarece acestea se refera la obligatii potentiale aparute ca urmare a unor evenimente anterioare si a caror existenta va fi confirmata doar de aparitia sau neaparitia unor evenimente viitoare incerte, care nu sunt in totalitate controlate de catre Grup (ex. litigii in care au fost pronuntate diferite sentinte contradictorii sau litigii care se afla in stadii incipiente si nu a fost emisa nicio sentinta preliminara).

21 Evenimente ulterioare

Achizitii filiale

In data de 15 octombrie 2021, Consiliul de Administratie a avizat si supune aprobarii Adunarii Generale Extraordinare a Actionarilor (AGEA) Electrica SA, propunerea cu privire la achizitia unui portofoliu de productie de energie electrica din sursa fotovoltaica cu o capacitate instalata cumulata de 30,95 MW, respectiv o capacitate de operare totala limitata la 28,89 MW. Astfel, Electrica SA urmeaza sa achizitioneze 100% din participatiile detinute de MT Project B.V. si HiTech Solar Investment GmbH, la o valoarea estimata de 35.000.000 EUR, in urmatoarele societati:

• TCV Impex S.A. detine o centrala electrica fotovoltaica, in Jichisu de Jos, cu o capacitate totala instalata de 4,95 MW si o capacitate de functionare limitata la 4,95 MW. Valoarea estimata a achizitiei este de 5.997.900 EUR.
• ACV Solar Technology S.A. detine o centrala electrica fotovoltaica, in Sancraiu, cu o capacitate totala instalata de 5,0 MW si o capacitate de functionare limitata la 5,0 MW. Valoarea estimata a achizitiei este de 6.058.500 EUR.
• TIS Energy S.A. detine o centrala electrica fotovoltaica, in Valea Calugareasca, cu o capacitate totala instalata de 6,0 MW si o capacitate de functionare limitata la 5,86 MW. Valoarea estimata a achizitiei este de 7.094.500 EUR.
• Delta & Zeta Energy S.A. a dezvoltat o centrala electrica fotovoltaica, in Sebis, cu o capacitate totala instalata de 7,5 MW si o capacitate de functionare limitata la 6,54 MW. Valoarea estimata a achizitiei este de 7.924.550 EUR.
• Gama & Delta Energy S.A. a dezvoltat o centrala electrica fotovoltaica, in Sebis, cu o capacitate totala instalata de 7,5 MW si o capacitate de functionare limitata la 6,54 MW. Valoarea estimata a achizitiei este de 7.924.550 EUR.

Tranzactia va fi finantata din creditul-punte in suma de 750.000.000 RON care a fost contractat de Electrica SA de la un consortiu format din bancile Erste Bank si Raiffeisen Bank pe 3 noiembrie 2021 si/sau din fonduri proprii.

Director General Director Financiar

Georgeta Corina Popescu Mihai Darie