Soecietatea Energetica Electrica S.A.

Earnings Release • May 27, 2025

Sumarul rezultatelor consolidate IFRS-EU pentru primul trimestru al anului 2025 – 27 mai 2025

Crestere cu 53,2% a profitului net si cu 14,6% a EBIDTA la nivel consolidat in T1 2025

Evolutia principalilor indicatori in T1 2025 comparativ cu T1 2024:

• EBITDA 459,3 mil. RON, in crestere cu 14,6% sau 58,5 mil. RON;
• Venituri operationale – 3.176,2 mil. RON, in crestere cu 23,6%;
• Profit net 195,7 mil. RON, in crestere cu 53,2% sau 68,0 mil. RON;
• CAPEX PIF 85,7 mil RON, in crestere cu 21,9%.

Declaratie Alexandru-Aurelian Chirita, Director General Electrica S.A.:

"Rezultatele primului trimestru din 2025 confirma rezilienta modelului nostru de afaceri si capacitatea Grupului Electrica de a performa intr-un context economic si operational complex. Cresterea solida a EBITDA si a profitului net este sustinuta, in principal, de contributia segmentului de distributie, precum si de evolutia echilibrata a tuturor liniilor noastre de business.

In paralel, acceleram investitiile in infrastructura si in proiecte de energie regenerabila, cu obiectivul clar de a consolida pozitia noastra ca jucator cheie in tranzitia energetica a Romaniei.

Sunt increzator ca disciplina operationala, viziunea pe termen lung si profesionalismul colegilor mei ne vor permite sa livram valoare sustenabila tuturor stakeholderilor si sa contribuim la construirea unui viitor energetic sigur si verde pentru Romania".

Analiza indicatorilor financiari la nivel consolidat

Principalele rezultate prezentate in continuare sunt extrase din situatiile financiare interimare consolidate simplificate la data si pentru perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2025, intocmite conform cu IFRS-EU.

Rezultate Financiare – in mil. RON*	T1 2025	T1 2024	Δ	Δ%
Venituri operationale	3.176,2	2.569,7	606,4	23,6%
Cheltuieli operationale	2.862,8	2.320,4	542,4	23,4%
Profit operational	313,4	249,3	64,1	25,7%
EBITDA	459,3	400,8	58,5	14,6%
Rezultat financiar	(79,6)	(79,5)	(0,1)	0,1%
Profit net	195,7	127,7	68,0	53,2%

*Sumele sunt rotunjite la nivelul celei mai apropiate valori intregi

Sursa: Electrica

EBITDA la nivelul Grupului Electrica a inregistrat o crestere de 14,6% sau 58,5 mil. RON in T1 2025, pana la valoarea de 459,3 mil. RON, comparativ cu T1 2024, in principal pe fondul performantei operationale a segmentului de distributie, in conditiile cresterii veniturilor din distributia de energie electrica cu 14,8% sau circa 167,6 mil. RON, la valoarea de 1.298,2 mil. RON.

Profitul operational a inregistrat o crestere de 25,7% sau 64,1 mil. RON, pana la valoarea de 313,4 mil. RON, comparativ cu primele trei luni ale anului 2024, datorita cresterii veniturilor operationale impact diminuat de cresterea costurilor operationale.

Profitul net din T1 2025 a inregistrat o crestere de 53,2% sau 68,0 mil. RON, pana la valoarea de 195,7 mil. RON.

Acest rezultatul este generat, in principal, ca urmare a performantei segmentului de distributie, in contextul cresterii veniturilor ca urmare a cresterii cantitatii de energie distribuita.

Pe segmentul de distributie, veniturile au crescut cu 14,8% sau aproximativ 167,6 mil. RON, pana la 1.298,2 mil. RON (din care 684,2 mil. RON venituri cu clienti externi grupului), fata de T1 2024, in principal datorita cresterii cu 4,8% a volumului de energie electrica distribuita, coroborat cu cresterea de tarife incepand cu 01.01.2025 cu aprox. 12,5%. Contributia segmentului de distributie de energie electrica la veniturile consolidate ale Grupului este de 27,2%.

In ceea ce priveste segmentul de furnizare, veniturile au crescut in T1 2025 cu 12,6% sau aproximativ 203,3 mil. RON comparativ cu aceeasi perioada a anului trecut, la 1.818,1 mil. RON (din care 1.810,7 mil. RON venituri cu clienti externi grupului), in principal ca efect net al urmatoarelor 3 factori: i) cresterea cantitatii de energie furnizata pe piata cu amanuntul cu 3,7%, ii) cresterea costului de achizitie ceea ce determina venituri din subventii mai mari si iii) modificarea data de noul ghid ANRE din data de 29 iulie 2024 cu privire la noul calcul al sumelor de recuperat din plafonare (subventii). Contributia segmentului de furnizare la veniturile consolidate ale Grupului este in proportie de 71,9%;

La 31 martie 2025, suma estimata pentru subventii era in valoare de 2.398,6 mil. RON (31 decembrie 2024: 1.976,7 mil. RON).

ALTE INFORMATII OPERATIONALE IMPORTANTE

• Volumul de energie electrica distribuita 4,61 TWh, in crestere cu 4,8% fata de anul 2024. DEER deserveste aproximativ 3,98 milioane utilizatori, pe o arie ce acopera circa 40,8% din suprafata Romaniei;
• Volumul de energie electrica furnizata pe piata cu amanuntul - 2,0 TWh, in crestere cu 0,6% comparativ cu T1 2024; Electrica Furnizare furnizeaza electricitate pentru aproximativ 3,5 milioane locuri de consum, din care 1,79 locuri de consum pe piata concurentiala, cat si 1,70 milioane locuri de consum in regim de serviciu universal si ca furnizor de ultima instanta;
• Cota de piata pe furnizarea de energie electrica - Electrica Furnizare este cel mai mare furnizor, cu o cota totala de piata de 17,16% si de 12,12% in regim concurential, conform ultimului raport ANRE disponibil, din ianuarie 2025;
• Grupul Electrica urmareste in continuare extinderea portofoliului in domeniul productiei de energie electrica, in special din surse regenerabile, avand la acest moment proiecte in diferite faze de executie cu o capacitate de aproximativ 300 MW.

In cazul proiectului Vulturu (P = 12 MWp), incepand cu data de 21 octombrie 2024 este racordat la Sistemul Energetic National si functioneaza in perioada de probe conform reglementarilor aplicabile. In prezent, s-au finalizat cu succes testele de proba si s-a obtinut certificatul de conformitate cu normele tehnice eliberat de operatorul de retea responsabil.

In cazul proiectului Satu-Mare 2 (P = 27 MWp), s-a demarat faza finala de executie, urmand ca dupa finalizarea de catre Operatorul de distributie a instalatiei de racordare, sa se urmeze pasii necesari pentru realizarea testelor de conformitate si obtinere licenta de exploatare comerciala a capacitatii de productie, in conformitate cu normele in vigoare;

• Baza Activelor Reglementate (BAR), in termeni nominali, cu inflatie de 4,0% pentru anul 2025 este estimata la sfarsitul primului trimestru al anului 2025 la valoarea de 8,4 mld. RON;
• La finalul primului trimestru al anului 2025, operatorul Distributie Energie Electrica Romania (DEER) a realizat si pus in functiune investitii in valoare de 85,7 mil. RON, reprezentand 100% din valoarea estimata a programului de puneri in functiune planificata pentru aceasta perioada la 85,7 mil. RON.

***

Rezultatele prezentate in acest comunicat sunt bazate pe situatiile financiare interimare consolidate simplificate la data si pentru perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2025, intocmite conform cu IFRS-EU.

Documentele aferente rezultatelor la T1 2025 sunt disponibile pe website Electrica la urmatorul link: https://www.electrica.ro/investitori/rezultate-si-raportari/rezultate-financiare/situatiile-financiare-pentru-t1-2025/, precum si in fisierul pdf atasat mai jos.

Reamintim faptul ca, managementul Electrica organizeaza in data de 29 mai 2025, ora 16:00 (ora Romaniei), o teleconferinta pentru analisti si investitori: Prezentarea Rezultatelor Financiare ale Grupului Electrica la T1 2025. Teleconferinta va putea fi accesata online la urmatorul link:

https://87399.themediaframe.eu/links/electrica250529.html

Detalii de contact: Electrica Relatia cu Investitorii - ir@electrica.ro ; +40731796111

Director General Director Financiar Alexandru-Aurelian Chirita Stefan Alexandru Frangulea

Situatii financiare interimare consolidate simplificate

la data si pentru perioada de trei luni incheiata la

31 martie 2025

intocmite in conformitate cu

Standardele Internationale de Raportare Financiara adoptate de catre Uniunea Europeana

SOCIETATEA ENERGETICA ELECTRICA S.A. SITUATII FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE LA DATA DE SI PENTRU PERIOADA DE TREI LUNI INCHEIATA LA 31 MARTIE 2025

INTOCMITE IN CONFORMITATE CU STANDARDELE INTERNATIONALE DE RAPORTARE FINANCIARA ADOPTATE 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 4 Situatia consolidata simplificata a modificarilor capitalurilor proprii 5 Situatia consolidata simplificata a fluxurilor de numerar 7 Note la situatiile financiare interimare consolidate simplificate 1. Entitatea care raporteaza si informatii generale 9 2. Bazele contabilitatii 18 3. Bazele evaluarii 18 4. Politici contabile semnificative 19 5. Segmente operationale 19 6. Venituri 22 7. Alte venituri din exploatare 22 8. Energie electrica si gaze naturale achizitionate 22 9. Rezultat pe actiune 23 10. Impozit pe profit 23 11. Creante comerciale 25 12. Numerar si echivalente de numerar 26 13. Alte datorii 27 14. Imprumuturi bancare pe termen lung 27 15. Descoperiri de cont 32 16. Provizioane 33 17. Instrumente financiare - valori juste 33 18. Parti afiliate 34 19. Conditionalitati 36 20. Evenimente ulterioare 37

SITUATIA CONSOLIDATA SIMPLIFICATA A POZITIEI FINANCIARE

LA DATA DE 31 MARTIE 2025

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

	Nota	31 martie 2025	31 decembrie 2024
ACTIVE
Active imobilizate
Imobilizari necorporale privind acorduri de concesiune		6.748.354	6.678.207
Alte imobilizari necorporale		32.022	31.293
Fond comercial		49.767	49.767
Imobilizari corporale		750.218	736.921
Investitii in entitati asociate		23	23
Alte investitii		7.000	7.000
Creante privind impozitul amanat	10	91.001	84.627
Active aferente drepturilor de utilizare		45.790	39.435
Alte active imobilizate		2.757	4.391
Total active imobilizate		7.726.932	7.631.664
Active circulante
Creante comerciale	11	3.599.218	3.675.688
Subventii de primit	7	2.398.622	1.976.697
Alte creante		89.549	74.713
Numerar si echivalente de numerar	12	884.644	454.455
Stocuri		76.815	111.896
Cheltuieli in avans		24.029	5.059
Creante privind impozitul pe profit curent		7.846	8.949
Active detinute in vederea vanzarii		280	280
Total active circulante		7.081.003	6.307.737
Total active		14.807.935	13.939.401
CAPITALURI PROPRII SI DATORII
Capitaluri proprii
Capital social		3.395.530	3.395.530
Prime de emisiune		103.049	103.049
Contributii ale actionarilor in natura		7	7
Rezerva din reevaluare		148.365	150.268
Rezerve legale		490.833	490.833
Rezultat reportat		1.758.395	1.561.291
Total capitaluri proprii atribuibile actionarilor Societatii		5.896.179	5.700.978
Interese care nu controleaza		-	(25)
Total capitaluri proprii		5.896.179	5.700.953
(Continuare la pagina 2)

SITUATIA CONSOLIDATA SIMPLIFICATA A POZITIEI FINANCIARE

LA DATA DE 31 MARTIE 2025

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

	Nota	31 martie 2025	31 decembrie 2024
Datorii
Datorii pe termen lung
Imprumuturi bancare pe termen lung	14	3.001.372	1.824.506
Leasing – termen lung		35.639	34.379
Datorii privind impozitul amanat	10	140.450	128.165
Beneficiile angajatilor		162.697	162.697
Alte datorii	13	33.750	45.692
Total datorii pe termen lung		3.373.908	2.195.439
Datorii curente
Portiunea curenta a imprumuturilor bancare pe termen lung	14	539.713	565.835
Leasing – termen scurt		14.466	7.411
Descoperiri de cont	12	1.897.445	2.490.609
Datorii comerciale		1.249.432	1.146.413
Alte datorii	13	1.598.919	1.585.864
Venituri amanate		1.875	6.626
Beneficiile angajatilor		115.950	150.863
Provizioane	16	75.383	75.905
Datorii privind impozitul pe profit curent		44.665	13.483
Total datorii curente		5.537.848	6.043.009
Total datorii		8.911.756	8.238.448
Total capitaluri proprii si datorii		14.807.935	13.939.401

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

Director General Director Financiar

Alexandru – Aurelian Chirita Stefan Alexandru Frangulea

SITUATIA CONSOLIDATA SIMPLIFICATA A PROFITULUI SAU PIERDERII

PENTRU PERIOADA DE TREI LUNI INCHEIATA LA 31 MARTIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate in MII RON, daca nu este indicat altfel)

		Perioada de trei luni incheiata la
	Nota	31 martie 2025	31 martie 2024 (neauditat si nerevizuit)
Venituri	6	2.519.347	2.233.985
Alte venituri din exploatare	7	656.822	335.753
Energie electrica, gaze naturale si marfuri achizitionate	8	(2.105.506)	(1.543.100)
Cheltuieli cu constructia retelelor electrice in legatura cu acordurile de concesiune		(185.547)	(225.948)
Beneficiile angajatilor		(269.882)	(234.768)
Reparatii, intretinere si materiale		(37.137)	(16.855)
Amortizarea imobilizarilor corporale si necorporale		(145.664)	(151.445)
Ajustari pentru deprecierea creantelor comerciale si altor creante, net		(16.702)	(21.595)
Alte cheltuieli de exploatare		(102.343)	(126.716)
Profit din exploatare		313.388	249.311
Venituri financiare		4.328	1.612
Cheltuieli financiare		(83.944)	(81.143)
Rezultatul financiar net		(79.616)	(79.531)
Cota parte din rezultatul entitatilor asociate		-	(4)
Profit inainte de impozitare		233.772	169.776
Cheltuiala cu impozitul pe profit	10	(38.104)	(42.069)
Profit net		195.668	127.707
Profit net atribuibil:
actionarilor Societatii -		195.668	127.765
intereselor care nu controleaza -		-	(58)
Profit net		195.668	127.707
Rezultat pe actiune
Rezultat pe actiune - de baza si diluat (RON)		0,56	0,38
	9

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

Director General Director Financiar

Alexandru – Aurelian Chirita Stefan Alexandru Frangulea

SITUATIA CONSOLIDATA SIMPLIFICATA A REZULTATULUI GLOBAL

PENTRU PERIOADA DE TREI LUNI INCHEIATA LA 31 MARTIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate in MII RON, daca nu este indicat altfel)

	Perioada de trei luni incheiata la
	31 martie 2025	31 martie 2024 (neauditat si nerevizuit)
Profit net	195.668	127.707
Alte elemente ale rezultatului global	-	-
Total rezultat global	195.668	127.707
Total rezultat global atribuibil:
actionarilor Societatii -	195.668	127.765
intereselor care nu controleaza -	-	(58)
Total rezultat global	195.668	127.707

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

Alexandru – Aurelian Chirita Stefan Alexandru Frangulea

Director General Director Financiar

SOCIETATEA ENERGETICA ELECTRICA S.A. SITUATIA CONSOLIDATA SIMPLIFICATA A MODIFICARILOR CAPITALURILOR PROPRII

PENTRU PERIOADA DE TREI LUNI INCHEIATA LA 31 MARTIE 2025

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

		Atribuibile actionarilor Societatii
	Nota	Capital social	Prime de emisiune	Actiuni proprii	Contributii ale actionarilor in natura	Rezerva din reevaluare	Rezerve legale	Rezultat reportat	Total	Interese care nu controleaza	Total capitaluri proprii
Sold la 1 ianuarie 2025		3.395.530	103.049	-	7	150.268	490.833	1.561.291	5.700.978	(25)	5.700.953
Rezultat global
Profit net Total rezultat global		- -	- -	- -	- -	- -	- -	195.668 195.668	195.668 195.668	- -	195.668 195.668
Tranzactii cu actionarii Societatii Modificari ale intereselor de proprietate
Achizitia de interese care nu controleaza fara modificarea controlului		-	-	-	-	-	-	(467)	(467)	25	(442)
Total modificari ale intereselor de proprietate		-	-	-	-	-	-	(467)	(467)	25	(442)
Total tranzactii cu actionarii Societatii		-	-	-	-	-	-	(467)	(467)	25	(442)
Alte modificari ale capitalurilor proprii
Transferul rezervei din reevaluare la rezultatul reportat ca urmare a amortizarii si iesirilor de imobilizari corporale		-	-	-	-	(1.903)	-	1.903	-	-	-
Sold la 31 martie 2025		3.395.530	103.049	-	7	148.365	490.833	1.758.395	5.896.179	-	5.896.179

(Continuare la pagina 6)

SOCIETATEA ENERGETICA ELECTRICA S.A. SITUATIA CONSOLIDATA SIMPLIFICATA A MODIFICARILOR CAPITALURILOR PROPRII

PENTRU PERIOADA DE TREI LUNI INCHEIATA LA 31 MARTIE 2025

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

		Atribuibile actionarilor Societatii
	Nota	Capital social	Prime de emisiune	Actiuni proprii	Contributii ale actionarilor in natura	Rezerva din reevaluare	Rezerve legale	Rezultat reportat	Total	Interese care nu controleaza	Total capitaluri proprii
Sold la 1 ianuarie 2024 (auditat)		3.464.436	103.049	(75.372)	7	159.536	449.363	1.259.396	5.360.415	(451)	5.359.964
Rezultat global
Profit net (neauditat si nerevizuit)		-	-	-	-	-	-	127.765	127.765	(58)	127.707
Total rezultat global (neauditat si nerevizuit)		-	-	-	-	-	-	127.765	127.765	(58)	127.707
Alte modificari ale capitalurilor proprii
Transferul rezervei din reevaluare la rezultatul reportat ca urmare a amortizarii si iesirilor de imobilizari corporale		-	-	-	-	(1.719)	-	1.719	-	-	-
Sold la 31 martie 2024 (neauditat si nerevizuit)		3.464.436	103.049	(75.372)	7	157.817	449.363	1.388.880	5.488.180	(509)	5.487.671

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

Alexandru – Aurelian Chirita Stefan Alexandru Frangulea

Director General Director Financiar

SITUATIA CONSOLIDATA SIMPLIFICATA A FLUXURILOR DE NUMERAR

PENTRU PERIOADA DE TREI LUNI INCHEIATA LA 31 MARTIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate in MII RON, daca nu este indicat altfel)

		Perioada de trei luni incheiata la
	Nota	31 martie 2025	31 martie 2024 (neauditat si nerevizuit)
Fluxuri de numerar din activitatea de exploatare
Profit net		195.668	127.707
Ajustari pentru:
Amortizarea imobilizarilor corporale		4.547	4.500
Amortizarea imobilizarilor necorporale		141.117	146.945
Ajustari pentru deprecierea imobilizarilor corporale si necorporale, net		210	-
Castigul din cedarea de imobilizari corporale		(559)	-
Ajustari pentru deprecierea creantelor comerciale si altor creante, net	11	16.702	21.595
Modificari in provizioane, net	16	(523)	(884)
Rezultatul financiar net		79.616	79.531
Cheltuiala cu impozitul pe profit	10	38.104	42.069
Cota parte din pierderea entitatilor asociate		-	4
Modificari in:		474.882	421.467
Creante comerciale		3.719	(681.622)
Subventii de primit	7	(421.925)	304.207
Alte creante		(18.891)	12.667
Cheltuieli in avans		(18.970)	(15.819)
Stocuri		35.081	23.551
Datorii comerciale		125.454	(391.655)
Alte datorii		4.804	(152.720)
Beneficiile angajatilor		(34.912)	(10.415)
Venit amanat		(4.751)	335
Numerar generat din/(utilizat in) activitatea de exploatare		144.491	(490.004)
Dobanzi platite		(97.336)	(78.742)
Numerar net generat din/(utilizat in) activitatea de exploatare		47.155	(568.746)

(Continuare la pagina 8)

SITUATIA CONSOLIDATA SIMPLIFICATA A FLUXURILOR DE NUMERAR

PENTRU PERIOADA DE TREI LUNI INCHEIATA LA 31 MARTIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate in MII RON, daca nu este indicat altfel)

		Perioada de trei luni incheiata la
	Nota	31 martie 2025	31 martie 2024 (neauditat si nerevizuit)
Fluxuri de numerar din activitatea de investitii
Plati pentru achizitia de imobilizari corporale		(17.503)	(6.755)
Plati pentru constructia de retele in legatura cu acordurile de concesiune		(167.983)	(313.476)
Plati pentru achizitia de alte imobilizari necorporale		(4.114)	(2.577)
Incasari din vanzarea de imobilizari corporale		8	-
Dobanzi incasate		3.936	1.296
Plati pentru interesele care nu controleaza dobandite fara schimbarea controlului		(442)	-
Numerar net utilizat in activitatea de investitii		(186.098)	(321.512)
Fluxuri de numerar din activitatea de finantare
Trageri din imprumuturi bancare pe termen lung	14	1.245.614	1.345.782
Trageri/rambursari din descoperiri de cont	14	(590.578)	(498.318)
Rambursari ale imprumuturilor bancare pe termen lung	14	(81.717)	(76.374)
Plati de leasing		(4.188)	(7.304)
Numerar net din activitatea de finantare		569.131	763.786
Cresterea/(descresterea) neta a numerarului si echivalentelor de numerar		430.189	(126.472)
Numerar si echivalente de numerar la 1 ianuarie		454.455	377.215
Numerar si echivalente de numerar la 31 martie	12	884.644	250.743

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

Tranzactiile nemonetare sunt prezentate in Nota 12.

Director General Director Financiar

Alexandru – Aurelian Chirita Stefan Alexandru Frangulea

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 trei luni incheiata la 31 martie 2025.

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 J2000007425408.

La 31 martie 2025 si 31 decembrie 2024, actionarul principal al Societatii Energetice Electrica S.A. este Statul Roman, reprezentat prin Ministerul Energiei care detine o cota de participatie de 49,785% 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 31 martie 2025	% participatie la 31 decembrie 2024
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%	99,99999929%
Electrica Furnizare S.A. ("EFSA")	Comercializarea energiei electrice si furnizarea de gaze naturale	28909028	Bucuresti	99,9998444099934%	99,9998444099934%
Electrica Serv S.A. ("SERV")	Servicii in sectorul energetic (intretinere, reparatii, constructii)	17329505	Bucuresti	99,99998095%	99,99998095%
Sunwind Energy S.R.L. ("SWE")	Productia de energie electrica	42910478	Bucuresti	100%	100%
New Trend Energy S.R.L. ("NTE")	Productia de energie electrica	42921590	Bucuresti	100%	100%
Foton Power Energy S.R.L. ("FPE")	Productia de energie electrica	43652555	Bucuresti	100%	100%
Crucea Power Park S.R.L. ("CPP")	Productia de energie electrica	25242042	Bucuresti	100%	60%

La 31 martie 2025 si 31 decembrie 2024, filialele Societatii sunt urmatoarele:

La 31 martie 2025 si 31 decembrie 2024, entitatile asociate ale Societatii sunt urmatoarele:

Entitate asociata	Activitatea	Cod unic de inregistrare	Sediu social	% participatie la 31 martie 2025	% participatie la 31 decembrie 2024
Electrica EsyaSoft Smart Solutions S.A ("EsyaSoft")	Fabricarea de acumulatori si baterii	50993644	Bucuresti	25%	25%

Schimbari in structura Grupului in primul trimestru al anului 2025

Achizitia de actiuni in cadrul filialelor

In data de 7 februarie 2025, Electrica SA a finalizat achizitia companiei Crucea Power Park SRL (CPP), care are ca obiect principal de activitate productia de energie din surse eoliene. CPP dezvolta proiectul eolian "Crucea Est" cu o capacitate instalata in turbine de pana la 138 MW si o capacitate de stocare a energiei electrice proiectata de 60 MWh (15 MW x 4h), situat in jud. Constanta, in zona localitatilor Crucea si Pantelimon. Proiectul se afla in faza "ready-to-build".

Activitatile principale ale Grupului

Activitatile Grupului sunt operarea si constructia retelelor de distributie a energiei electrice si furnizarea energiei electrice si a gazelor naturale consumatorilor finali, precum si productia de energie electrica din surse regenerabile.

Distributia energiei electrice

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.

Filiala de distributie a Societatii, Distributie Energie Electrica Romania S.A., formata prin fuziunea prin absorbtie a celor trei filiale de distributie Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Sud S.A., Societatea de Distributie a Energiei Electrice Muntenia Nord S.A. si Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Nord S.A., opereaza acum linii electrice in 18 judete, din trei zone geografice ale tarii, reprezentand 40,8% din teritoriul Romaniei, si deserveste peste 3,98 milioane de utilizatori. Aceasta factureaza serviciul de distributie a energiei electrice catre furnizorii de energie electrica (in principal catre filiala Electrica Furnizare S.A.), care factureaza mai departe consumatorilor finali consumul de energie electrica.

Furnizarea energiei electrice si a gazelor naturale

Segmentul de furnizare de energie electrica si gaze naturale opereaza prin societatea Electrica Furnizare S.A. ("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 licenta de furnizare a energiei electrice care acopera intregul teritoriu al Romaniei, valabila pana in anul 2031. In vederea extinderii activitatilor economice ale EFSA in Ungaria, a fost acordata licenta de tranzactionare a energiei electrice de catre Autoritatea de Reglementare a Energiei si Utilitatilor Publice din Ungaria (MEKH) pentru Electrica Furnizare, prin Decizia nr. H879/2022. De asemenea, EFSA detine licenta de furnizare gaze naturale valabila pana in anul 2032.

In anul 2025, EFSA a fost furnizor de ultima instanta ("FUI") nominalizat pentru energie electrica in luna ianuarie, iar pentru gaze naturale a fost furnizor de ultima instanta nominalizat in luna ianuarie.

Productia de energie electrica

Grupul este activ pe segmentul productiei de energie electrica, in special din surse regenerabile.

Reglementari in sectorul energetic

Mediul de reglementare

Activitatea in sectorul energetic este reglementata de Autoritatea Nationala de Reglementare in domeniul Energiei.

Unele dintre principalele atributii ale ANRE sunt de a aproba preturi si tarife si de a emite metodologii de fundamentare utilizate pentru stabilirea preturilor si tarifelor reglementate.

Distributia energiei electrice

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):

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE

LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE TREI LUNI INCHEIATA LA 31 MARTIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate in MII RON, daca nu este indicat altfel)

	Ordin 115/20.12.2023 Incepand cu 1 ianuarie 2024
	Inalta tensiune	Medie tensiune	Joasa tensiune
Zona Transilvania Nord	31,22	74,86	190,16
Zona Transilvania Sud	29,55	63,05	185,49
Zona Muntenia Nord	34,72	74,69	238,63

Ordin 97/20.12.2024 Incepand cu 1 ianuarie 2025

Operatorul de distributie	Nivel de tensiune	U.M.	Tarif specific, compus din:	Componenta non CPT	Componenta CPT util	Componenta CPT util_sc
Societatea Distributie	IT	lei/MWh	34,14	26,32	7,03	0,79
Energie Electrica	MT	lei/MWh	80,69	46,38	30,84	3,47
Romania - S.A.	JT	lei/MWh	236,10	146,35	80,68	9,07

ANRE a aprobat prin ordinul nr.97/2024:

• (i) Tarifele distributie 2025 unice pentru DEER, aplicabile la 1 ianuarie 2025, crestere medie 8,3% (termeni reali) fata de 1 ianuarie 2024,
• (ii) valorile planurilor de investitii pentru DEER in PR5 defalcate pe surse de finantare: 3.702 mil. RON din surse proprii si 2.984 mil. RON din contributii financiare,
• (iii) valoarea minima obligatorie pentru investitiile realizate din surse proprii: total 3.569 mil. RON din care in reteaua de distributie ("RED") 3.034 mil. RON.

ANRE a aprobat Ordinul nr.55/6.08.2024 de stabilire a ratei reglementate a rentabilitatii, in valoare de 6,94%, pentru perioada a cincea de reglementare 2025-2029 (PR5).

Metodologia de stabilire a tarifelor de distributie a fost aprobata in data de 17 septembrie prin Ordinul ANRE nr. 67/2024 si a intrat in vigoare la data de 20 septembrie 2024.

Principalele modificari ale Metodologiei pentru PR5 fata de Metodologia pentru perioada a patra de reglementare (PR4) sunt:

I. Costuri de operare si mentenanta controlabile (CC) si necontrolabile (CNC)

• CC si factorul de eficienta pentru PR5 se vor stabili pe baza studiului OPEX realizat de ANRE cu un consultant extern

• Costurile de personal nu se supun eficientei si se vor ajusta anual cu rata inflatiei (RI) si cu 5%

• Costurile de cercetare-dezvoltare nu se vor supune eficientei, si pot fi solicitate de operatorului de distributie ("OD") in valoare maxima de 5 mil RON pe total PR5.

• Nu se recunosc cheltuieli aferente contractelor cu partile afiliate avand ca obiect reprezentarea OD, servicii de consultanta in domeniul reglementarii, si cheltuieli corespunzatoare profitului atribuit eventualelor parti subcontractate. - Corectia de inflatie intre RI realizata si cea prognozata se aplica la costurile de personal doar in cazul in care diferenta de RI este pozitiva.

II. Investitii si BAR

• Valoarea minima obligatorie pentru investitiile realizate din surse proprii pentru perioada de reglementare este egala cu valoarea costului cu amortizarea reglementata totala prognozata aprobata pentru perioada de reglementare.

LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE TREI LUNI INCHEIATA LA 31 MARTIE 2025

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

• Valoarea minima obligatorie pentru investitiile realizate in RED din surse proprii in anul t pentru perioada de reglementare este egala cu 85% din valoarea costului cu amortizarea reglementata totala prognozata aprobata pentru anul t la inceputul perioadei de reglementare.

• BAR PR5 se va inflata cu RI prognozat utilizat la calculul RRR;

• Nu se vor recunoaste in BAR investitiile de tip actualizari ale aplicatiilor informatice sau ale bazelor de date, acestea se vor recunoaste ca si cheltuieli speciale in cadrul CNC.

• Activele de tip dotǎri vor fi recunoscute in BAR dacǎ OD demonstreazǎ eficienta acestora.

III. Stimulente RRR

• Nu se vor mai acorda stimulente RRR de 1% pentru investitii noi in RED si 1% pentru PIC.

• Pentru investitii in RED realizate in cadrul proiectelor cofinantate din fonduri UE nerambursabile se va acorda stimulent de 0,5%.

• Se acorda stimulent de 1% pentru valoarea care depaseste valoarea minima obligatorie a investitiilor realizate in RED

• RRR se va majora sau se va diminua cu 0,5%, in functie de nivelul de performanta realizat de OD cu privire la dezvoltarea unei retele inteligente;

• RRR se diminueaza cu 2% pentru investitiile in dotari (cladiri administrative si imobilizarile corporale si necorporale), ce vor fi PIF in PR5. Prin exceptie, RRR nu se reduce in cazul dotarilor utilizate efectiv la lucrarile in RED si care conduc la mentinerea si/sau imbunatatirea parametrilor RED.

IV. CPT

• Tintele CPT se vor diminua liniar in timpul PR5 cu 15% pentru JT si cu 6% pentru MT.

• Pretul CPT recunoscut ex-post nu va depasi media ponderata a preturilor realizate de OD, plus 5%.

• In perioade de criza pe piata de energie, declarate prin acte normative, se va recunoaste pretul CPT realizat de OD.

V. Venituri si tarife

• Venitul reglementat se va compune din: venit nonCPT si venit CPT.

• Venitul nonCPT se liniarizeaza iar componenta tarifara aferenta, calculata ca medie ponderata, se va plafona la 10%.

• Venitul CPT sta la baza stabilirii unor tarife CPT, care nu se vor plafona si se vor recupera atat de la consumatori cat si de la producatori.

• Activitatea de inchiriere stalpi se reglementeaza si se va include in venitul serviciului de distributie.

Ajustarea tarifelor

Anual, ANRE efectueaza corectia veniturilor datorata: modificarii cantitatilor de energie electrica distribuita fata de cele prognozate; modificarii cantitatilor si pretului de achizitie pentru consumul propriu tehnologic reglementat (pierderile retelei de distributie) fata de cele prognozate; modificarii anuale a costurilor de operare si mentenanta controlabile, realizate si acceptate fata de cele prognozate; modificarii anuale a costurilor de operare si mentenanta necontrolabile realizate fata de cele prognozate; modificarii veniturilor din energia reactiva fata de cele prognozate; nerealizarii/ depasirii programului de investitii aprobat; veniturilor din alte activitati desfasurate de operatorul de distributie si cantitatii de energie electrica recuperate din recalculari.

In activitatile reglementate, autoritatea de reglementare stabileste, prin mecanismul de ajustare a tarifului (dupa cum este prezentat mai sus), criteriile de recunoastere a surplusurilor sau deficitelor aferente unei perioade in perioadele viitoare. Grupul nu recunoaste active si datorii rezultate din reglementare in legatura cu aceste deficite sau surplusuri, intrucat diferentele sunt recuperate sau returnate prin modificarile de tarife in perioadele ulterioare.

Furnizarea energiei electrice si a gazelor naturale

Cadrul de reglementare a suferit modificari semnificative in ultimul deceniu in ceea ce priveste: liberalizarea pietei de energie electrica si gaze naturale, separarea activitatilor de furnizare si distributie, implementarea schemei de sprijin

pentru energie regenerabila, sprijinirea consumatorilor de energie electrica si plafonarea preturilor catre consumatorii finali.

Incepand cu 1 noiembrie 2021, pe fondul cresterii pretului energiei si gazelor naturale pe pietele internationale si nationale, a crizei energetice, precum si a efectelor cauzate de aceste cresteri in randul populatiei, in Romania, au fost aplicate o serie de scheme de sprijin asupra consumatorilor de energie electrica si gaze, prin stabilirea unor scheme de compensare si plafonare in perioada 1 noiembrie 2021 - 31 martie 2025, atat pentru energie electrica cat si pentru gaze naturale, respectiv in perioada 1 aprilie 2025 – 30 iunie 2025 pentru energie electrica si in perioada 1 aprilie 2025 – 31 martie 2026 pentru gaze naturale.

Astfel, in anul 2025, la fel ca in anii anteriori, impact asupra activitatii de furnizare a energiei electrice si a gazelor naturale au urmatoarele elemente de natura legislativa:

• 1) Plafonarea pretului la consumatorii casnici si non-casnici potrivit OUG nr. 27/2022, cu modificarile si completarile ulterioare;
• 2) Limitarea pretului mediu de achizitie considerat pentru determinarea sumelor de recuperat de la bugetul de stat, initial la 1.300 RON/MWh, iar in prezent la 900 RON/MWh (conform Legii nr. 206/2023, care aproba OUG 153/2022), iar incepand cu 1 aprilie 2024 la 700 RON/MWh (conform OUG 32/2024);
• 3) Mecanismul de achizitie centralizata de energie electrica (MACEE) prevede ca OPCOM, in calitate de achizitor unic, cumpara energie electrica de la producatori (producatori de energie electrica cu o putere instalata egala sau mai mare de 10 MW) si vinde energia electrica achizitionata furnizorilor de energie electrica care au contracte cu clientii finali, operatorului sistemului de transport de energie electrica si operatorilor sistemului de distributie a energiei electrice pentru acoperirea consumului propriu tehnologic; pretul platit de OPCOM producatorilor de energie, pentru cantitatile de energie electrica vandute este de 450 RON/MWh, iar pretul de vanzare al OPCOM catre operatorii economici este tot de 450 RON/MWh (OPCOM are dreptul de a percepe participantilor pietei tarife/comisioane la nivelul costurilor inregistrate prin organizarea mecanismului centralizat de cumparare a energiei electrice). In vederea efectuarii tranzactiilor, OPCOM va organiza lunar o procedura de achizitie anuala, precum si o procedura de achizitie suplimentara lunara pentru cantitatile de energie electrica care urmeaza sa fie livrate in luna urmatoare; cantitatile anuale si lunare de energie electrica sunt obligatii ferme ale producatorilor de energie electrica si ale operatorilor economici pe toate intervalele de decontare in fiecare luna (contractele se incheie prin semnare, in maximum 3 zile lucratoare);
• 4) Incepand cu 1 aprilie 2024 se modifica pretul MACEE, respectiv scade de la 450 lei/MWh la 400 lei/MWh. Totodata, producatorii pot vinde energie electrica voluntar prin MACEE;
• 5) Obligatia de inmagazinare pentru ciclul 2025-2026 a fost stabilita de catre ANRE in baza informarii primite de la SNTGN Transgaz in data de 14.03.2025 la un volum de 197 GWh, obligatie care trebuie indeplinita pana la data de31 octombrie 2025, conform prevederilor legale;
• 6) Obligatia producatorilor de gaze naturale sa vanda cu pretul de 150 RON/MWh cantitatile necesare furnizarii clientilor casnici/producatorilor de energie termica s-a modificat incepand cu 1 aprilie 2024, respectiv a scazut pretul de vanzare a gazelor naturale de la 150 lei/MWh la 120 lei/MWh.

In conformitate cu prevederile OUG nr. 32/2024 de la 1 aprilie 2024:

• s-a modificat regula privind plata a 40% din suma aferenta plafonarii in termen de 10 zile de la data depunerii cererii - in noul mod de lucru pentru plata sumei aferente plafonarii sunt considerate 10 zile de la data in care ANRE confirma la ME/ANPIS corectitudinea datelor "in limita sumelor disponibile in Fondul de Tranzitie Energetica si a altor sume legal constituite";
• furnizorii primesc garantii de origine pentru cantitatea contractata prin MACEE;
• creste la 10% procentul pentru profitul acceptat in vederea supraimpozitarii activitatii de trading;
• in perioada 1 aprilie 2025 31 martie 2026 furnizorii pot elabora oferte pentru clientii finali doar daca achizitia acopera cel putin 50% din necesarul de consum al portofoliului detinut;
• componenta de furnizare gaze naturale a fost majorata de la 12 lei/MWh la 15 lei/MWh pentru clientii non-FUI, iar pentru clientii de gaze naturale preluati in regim de ultima instanta, majorarea este de la 13,5 lei/MWh la 15 lei/MWh.

Suplimentar, in data de 29.07.2024, ANRE a modificat Ghidul de completare a datelor care se incarca pe portalul ANRE in vederea decontarii de la bugetul de stat a sumelor aferente plafonarii preturilor la clientii finali, cu aplicabilitate de la 1 ianuarie 2024 pentru energie electrica. Principalele modificari constau in recunoasterea cantitatii pentru care se face decontarea, respectiv consumul facturat pentru luna de analiza, si modul de alocare a dezechilibrelor pe baza ponderii consumului realizat de fiecare categorie de clienti (eligibili si FUI, inclusiv piata angro). Acest algoritm de alocare a costurilor cu achizitia impacteaza in mod semnificativ recuperarea integrala a costurilor inregistrate de furnizori.

In data de 23 decembrie 2024 a fost publicata in Monitorul Oficial, Legea nr. 316/2024 care aproba OUG nr. 32/2024 si prin care a fost introdusa procedura de regularizare a volumelor de energie electrica/gaze naturale pentru care s-a solicitat decontarea, respectiv pana la data de 31 martie 2026. Se va efectua regularizarea sumelor decontate de la bugetul de stat catre furnizorii de energie electrica si gaze naturale, dupa transmiterea catre ANRE, pentru fiecare luna din perioada si pentru fiecare categorie de clienti beneficiari ai pretului final plafonat, a informatiilor privind cantitatile de energie facturate pentru lunile de consum din perioada de aplicare, ca urmare a intervenirii unor modificari asupra sumelor deja decontate de la bugetul de stat.

Categoriile de clienti carora li se aplica plafonarea la energie electrica in primul semestru al anului 2025:

• clientii casnici (transa <100 KWh/luna pret maxim 0,68 lei/KWh, transa 100-300 KWh/luna cu estimarea distincta a volumului ce depaseste 255 KWh/luna – respectiv nivelul de pret plafonat la 0,80 lei/KWh si cu pret maxim de 1,3 lei/KWh);
• clientii non-casnici impartiti distinct in categoria de clienti ce beneficiaza de plafonare pentru 85% din consum cu pret plafonat la 1,0 lei/KWh, categorie de clienti ce beneficiaza de plafonare pentru 100% din consum, pret plafonat la 1,0 lei/KWh si restul companiilor la un pret maxim de 1,3 lei/KWh.

Categoriile de clienti carora li se aplica plafonarea la gaze naturale in 2025:

• clienti casnici pretul maxim plafonat la 0,31 lei/KWh.
• clientii non-casnici pretul maxim plafonat la 0,37 lei/KWh pentru un consum anual de pana la 50 GWh.

Sumele compensate sunt decontate de catre Agentia Nationala pentru Plati si Inspectie Sociala ("ANPIS") pentru consumatorii casnici si de Ministerul Energiei pentru consumatorii non-casnici.

Tranzactionarea pe piata angro concurentiala este transparenta, publica, centralizata si nediscriminatorie. Participantii pe piata angro pot tranzactiona energie electrica pe baza de contracte bilaterale incheiate pe pietele dedicate.

La data de 28 februarie 2025 a fost publicata in Monitorul Oficial o noua schema de plafonare prin OUG nr. 6/2025 privind masurile aplicabile clientilor finali din piata de energie electrica in perioada 1 aprilie 2025 - 30 iunie 2025, respectiv masurile aplicabile clientilor finali din piata de gaze naturale in perioada 1 aprilie 2025 - 31 martie 2026. Astfel, prin aceasta ordonanta de urgenta:

• perioada de aplicare a schemei suport (de tip plafonare) este de 3 luni pentru energie electrica, respectiv 1 aprilie 2025 – 30 iunie 2025 si de un an pentru gaze naturale , respectiv 1 aprilie 2025 – 31 martie 2026.
• pentru energie electrica pretul final facturat este: a)maximum 0,68 lei/kWh cu TVA inclus, pentru consumul realizat de catre urmatoarele categorii de clienti: 1.clientii casnici al caror consum lunar este cuprins intre 0 si 100 kWh inclusiv; 2.clientii casnici la al caror loc de consum locuiesc persoane care utilizeaza dispozitive, aparate sau echipamente medicale alimentate de la reteaua electrica, necesare efectuarii tratamentelor medicale, pe baza confirmarii de la medicul specialist si a unei cereri depuse la furnizor; 3.clientii casnici care au in intretinere cel putin

consumatorii casnici si noncasnici care nu sunt prevazuti la lit. a)-e);

3 copii cu varsta de pana in 18 ani, in baza unei cereri si a unei declaratii pe propria raspundere; limita de varsta se prelungeste pana la 26 de ani in cazul in care copilul major urmeaza o forma de invatamant; 4.clientii casnici familii monoparentale, care au in intretinere cel putin un copil cu varsta de pana la 18 ani, in baza unei cereri si a unei declaratii pe propria raspundere; limita de varsta se prelungeste pana la 26 de ani in cazul in care copilul major urmeaza o forma de invatamant); b)maximum 0,80 lei/kWh, cu TVA inclus, pentru consumul realizat de catre clientii casnici al caror consum lunar la locul de consum este cuprins intre 100,01 si 255 kWh (consumul de energie electrica cuprins intre 255 si 300 kWh/luna se factureaza la pretul de maximum 1,3 lei/kWh, cu TVA inclus, iar in cazul in care consumul depaseste 300 kWh/luna intreg consumul se factureaza la pretul de maximum 1,3 lei/kWh); c)maximum 1 leu/kWh, cu TVA inclus, pentru 85% din consumul lunar realizat la locul de consum pentru anumite categorii de consumatori (diferenta de consum lunar de energie electrica urmand a fi facturata la pretul de maximum 1,3 lei/kWh cu TVA inclus, in baza declaratiei pe proprie raspundere a reprezentantului legal); d)maximum 1 leu/kWh, cu TVA inclus, pentru consumul integral al spitalelor publice si private, al unitatilor de invatamant publice si private, precum si al creselor, al furnizorilor publici si privati de servicii sociale; e)maximum 1 leu/kWh, cu TVA inclus, pentru 85% din consumul lunar, realizat la locul de consum, pentru institutiile publice, altele decat cele prevazute la lit. d), precum si pentru cele apartinand cultelor recunoscute oficial in Romania (diferenta de consum lunar de energie electrica se factureaza la pretul de maximum 1,3 lei/kWh, cu TVA inclus); f)maximum 1,3 lei/kWh, cu TVA inclus, pentru

• pentru gaze naturale pretul final facturat este: a)maximum 0,31 lei/kWh, cu TVA inclus, in cazul clientilor casnici; b)maximum 0,37 lei/kWh, cu TVA inclus, in cazul clientilor noncasnici al caror consum anual de gaze naturale realizat in anul anterior la locul de consum este de cel mult 50.000 MWh, precum si in cazul producatorilor de energie termica si al clientilor noncasnici din cadrul parcurilor industriale reglementate de Legea nr. 186/2013 privind constituirea si functionarea parcurilor industriale, cu modificarile si completarile ulterioare, precum si al celor din cadrul sistemelor de distributie inchise definite conform Legii nr. 123/2012, cu modificarile si completarile ulterioare.
• pretul din ofertele-tip elaborate si publicate de catre furnizorii de energie electrica/gaze naturale nu poate depasi valoarea pretului final facturat plafonat; ofertele – tip pentru perioada 1 iulie 2025 – 30 iunie 2026 se pot elabora si publica doar daca exista achizitie realizata in procent de 50% pentru perioada ofertata, cu obligatia de a mentiona distinct componenta de furnizare;
• declaratiile clientilor finali privind pretul final plafonat depuse la furnizori in baza prevederilor OUG 27/2022 raman in vigoare;
• CfD a fost inclusa in pretul final plafonat;
• ramane in vigoare aplicarea minimului dintre pretul contractual, pretul plafonat si pretul rezultat prin aplicarea OUG;
• in ceea ce priveste achizitia de energie electrica: creste procentul de recunoastere pentru dezechilibre, de la 5% la 10% valoric/cost si fara limitare pentru FUI; ramane limita pretului de achizitie recunoscut, respectiv 700 lei/MWh; contractele bilaterale negociate direct se raporteaza la ANRE in termen de 2 zile lucratoare de la data incheierii;
• cererile de decontare se depun inainte de incarcarea datelor pe portalul ANRE aferent plafonarii preturilor; se deconteaza 40% din suma aferenta cererilor de decontare in 10 zile de la transferul sumelor de catre MF in conturile ME si ANPIS (nu este un termen de plata controlabil de catre furnizor);
• furnizorul va notifica clientii aflati in portofoliul propriu cu privire la modificarile care decurg din aplicarea prevederilor OUG odata cu prima factura transmisa dupa intrarea in vigoare;
• nerespectarea de catre operatori a termenelor prevazute, respectiv a termenului de rectificare a datelor incarcate pe platforma informatica si redepunere a cererilor de decontare si/sau a declaratiilor pe propria raspundere, constituie contraventie si se sanctioneaza cu amenda contraventionala de la 25.000 RON la 50.000 RON;
• se modifica OUG nr. 27 (in vigoare) dupa cum urmeaza : pentru perioada aprilie-august 2022, termenul final de introducere a datelor necesare decontarii sumelor de la bugetul de stat sau, dupa caz, regularizarii sumelor decontate de la bugetul de stat este 30 aprilie 2025; pentru perioada septembrie 2022-august 2023, termenul final de introducere a datelor necesare decontarii sumelor de la bugetul de stat sau, dupa caz, regularizarii sumelor decontate

de la bugetul de stat este 30 aprilie 2025;

• se modifica Legea energiei electrice si a gazelor naturale nr. 123/2012: producatorii au obligatia sa tranzactioneze cel putin 50% din productia anuala de energie electrica prin contracte pe pietele de energie electrica, pe alte piete decat PZU, PI si PE. Sunt exceptati de la aceasta prevedere producatorii care detin in portofoliu numai capacitati de producere din surse eoliene, fotovoltaice, microhidrocentrale care beneficiaza de schema de sprijin prin certificate verzi, precum si capacitati de producere de energie electrica in cogenerare. OPCOM are obligatia de a publica zilnic preturi de referinta, preturi de inchidere si volume tranzactionate.

In primul trimestru din 2025, tranzactionarea energiei electrice pe piata angro s-a realizat in mod transparent pe pietele centralizate administrate de OPCOM si Bursa Romana de Marfuri ("BRM"), in baza contractelor bilaterale negociate direct; pentru pietele spot in decursul lunii februarie s-a facut trecerea la BRM.

Productia de energie electrica

Certificate verzi

Producatorii de energie electrica din surse regenerabile de energie (SRE) au dreptul, conform Legii nr. 220/2008, sa primeasca un anumit numar de certificate verzi, in functie de tehnologia folosita (de exemplu: hidraulica, eoliana, solara, geotermala, biomasa, biolichide, biogaz), pentru fiecare MWh produs si livrat in retea si pentru o anumita perioada de timp, in functie de gradul de noutate al grupului/centralei electrice.

Parcul fotovoltaic Stanesti are dreptul sa primeasca, incepand cu luna februarie 2013, pentru o perioada de 15 (cincisprezece) ani, 6 (sase) certificate verzi pentru fiecare MWh de energie electrica produs si livrat in retea, din care, pentru perioada 1 iulie 2013 - 31 decembrie 2020, conform Legii 23/2014 si Legii 184/2018, au fost amanate de la tranzactionare 2 (doua) certificate verzi, urmand sa fie recuperate in transe egale lunare incepand cu 1 ianuarie 2021 pana la data de 31 decembrie 2030.

Certificatele verzi emise de Transelectrica pentru productia realizata de parcul fotovoltaic Stanesti, in perioada de valabilitate a deciziei de acreditare emisa de ANRE, pot fi tranzactionate, conform OUG 24/2017, pana la data de 31 martie 2032, respectiv inclusiv dupa expirarea perioadei de valabilitate a deciziei de acreditare (31 ianuarie 2028 in cazul parcului fotovoltaic Stanesti).

Valorificarea certificatelor verzi se poate face pe pietele OPCOM (spot sau pe piata combinata). Pretul de vanzare trebuie sa se incadreze intre valorile minime si maxime stabilite de Legea nr. 220/2008 (art. 11) pentru stabilirea sistemului de promovare a productiei de energie electrica din surse regenerabile de energie, republicata, cu modificarile ulterioare.

Pentru anul 2025 OPCOM a stabilit valoarea minima a unui certificat verde la 146,2532 RON (29,4 euro), fata de anul 2024, cand valoarea minima a acestuia a fost de 145,4271 RON.

Impactul cresterii pretului energiei electrice

Cadrul de reglementare pe segmentul de energie electrica a suferit modificari semnificative in ultimul deceniu, in ceea ce priveste liberalizarea totala a pietei de energie electrica si gaze naturale, implementarea schemei de sprijin pentru energie regenerabila, sprijinirea consumatorilor de energie electrica, limitarea preturilor catre consumatorii finali si capitalizarea costurilor suplimentare cu consumul propriu tehnologic.

Ca urmare, pentru segmentul de distributie, ANRE (https://www.anre.ro/) a adoptat masuri prin Ordinul nr. 129/12.10.2022, modificat prin Ordinul 104 privind aprobarea Normelor metodologice de recunoastere in tarife a costurilor suplimentare cu achizitia de energie electrica pentru acoperirea consumului propriu tehnologic fata de costurile incluse in tarifele reglementate, realizat in perioada 1 ianuarie 2022 – 31 martie 2025.

ANRE va determina sumele anuale recunoscute ale costurilor capitalizate pe baza cantitatilor si preturilor recunoscute pentru consumul propriu tehnologic, iar pana la data de 15 martie a anului imediat urmator anului de valorificare a costurilor sumplimentare, ANRE va transmite operatorilor de distributie sumele anuale recunoscute a costurilor capitalizate pentru anul anterior. Calculul sumelor capitalizate se realizeaza cu respectarea legislatiei specifice entitatilor

care fac obiectul OUG 119/2022 cu completarile si modificarile ulterioare.

Prin OUG 21/2025 pentru modificarea si completarea titlului X din Legea nr. 227/2015 privind Codul fiscal, precum si pentru modificarea si completarea unor acte normative, s-a aprobat impozitul pe constructii speciale ("taxa pe stalp"). Impozitul pe constructii anual intra in vigoare cu 04 aprilie 2025 se calculeaza prin aplicarea unei cote de 0,5% asupra valorii nete a constructiilor, pentru care nu se datoreaza impozit pe cladiri/taxa pe cladiri potrivit prevederilor titlului IX, existente in patrimoniul contribuabililor la data de 31 decembrie a anului anterior/in ultima zi a anului fiscal modificat anterior celui pentru care se datoreaza impozitul pe constructii. Grupul a estimat un impozit datorat pentru intreg anul 2025 in valoare de 31.000 mii RON.

Documente ANRE aflate in consultare publica:

Proiectul de ordin pentru modificarea si completarea Procedurii privind fundamentarea si aprobarea planurilor de dezvoltare si de investitii ale OD, aprobata prin Ordinul ANRE nr. 98/2022, se are in vedere armonizarea cu modificarile aduse Metodologiei de stabilire a tarifelor de distributie PR5, iar principalele modificari se refera la:

• Eficienta investitiilor – se reflecta prin prisma beneficiilor aduse utilizatorilor retelei;

• Transparenta OD - publicarea de catre OD a rezultatelor preconizate a fi obtinute: volumul de instalatii noi/ modernizate/ retehnologizate, cresterea de capacitate a retelei pentru integrarea consumului si productiei.

• Investitii in dotari - clarificari privind incadrarea dotarilor (cele utilizate in RED au RRR 6,94%, restul au RRR 4,94%);

• Neincluderea in BAR a dobanzilor, comisioanelor bancare si a diferentelor de curs valutar aferente creditelor pentru finantarea imobilizarilor corporale si necorporale puse in functiune.

Proiectul de ordin pentru modificarea, completarea si abrogarea unor ordine ANRE privind piata de energie electrica: Prevede completarea reglementarilor ANRE privind pietele de energie electrica la termen prin introducerea obligativitatii platii unui avans de 30% pentru anumite contracte si precizarea ca pretul tranzactiilor include componenta Tg fara a fi ajustat ulterior.

Proiect de Ordin de modificare si completare a cadrului de reglementare privind racordarea utilizatorilor la reteaua electrica de interes public. Principalele prevederi se refera la modificarea termenelor procesului de racordare si la reguli specifice privind racordarea locurilor de producere la 110 kV si peste, inclusiv cu privire la punctele de delimitare, impartirea costurilor intre utilizatori si dreptul la compensare.

Pentru segmentul de furnizare, in primul trimestru din 2025, efectul preturilor cu amanuntul la energie electrica a fost acoperit prin subventii primite de la autoritatile statului, ca urmare a aplicarii mecanismului de plafonare a preturilor la energia electrica si gaze naturale la clientii finali, ca urmare a aplicarii OUG 27/2022, cu modificarile si completarile ulterioare. Modalitatea de implementare a acestor scheme si mecanismul de decontare a sumelor acordate ca sprijin clientilor, ex post de la bugetul de stat catre furnizorii de energie electrica, au generat constrangeri din punct de vedere al fluxului de numerar, precum si incertitudini in ceea ce priveste recuperarea integrala a sumelor respective de catre furnizori. In acest context, EFSA s-a adaptat la aceste modificari, astfel incat sa gestioneze impactul lor asupra activitatilor companiei in mod responsabil si sustenabil in contextul unui cadru de reglementare ce a cunoscut numeroase actualizari succesive si de importanta majora.

Grupul revizuieste si implementeaza activ politici si strategii de recuperare a pierderii generate de cresterea pretului energiei electrice si de management al lichiditatilor care vizeaza printre altele modul de stabilire a pretului de vanzare catre consumatorii finali, intocmirea unor contracte cu clauze specifice, asigurarea de noi facilitati de finantare, monitorizgarea atenta a termenelor de plata pentru furnizori si pentru clienti, monitorizarea fluxului de numerar zilnic si prognozat. Grupul continua sa monitorizeze atent evolutia macroeconomica si pe masura ce vor fi disponibile informatii suplimentare, se vor analiza efectele acestora asupra activitatii companiilor din Grup si asupra rezultatelor financiare.

2 Bazele contabilitatii

Aceste situatii financiare interimare consolidate simplificate ("situatii financiare interimare") au fost intocmite in conformitate cu Standardele Internationale de Raportare Financiara ("IFRS") adoptate de Uniunea Europeana ("IFRS-UE").

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 27 Mai 2025.

Continuitatea activitatii

Situatiile financiare interimare simplificate consolidate au fost intocmite pe baza continuitatii activitatii. In efectuarea acestei judecati, managementul ia in considerare performanta curenta si accesul la resurse financiare. Grupul a pregatit o prognoza care include urmatoarele ipoteze:

• Terminarea schemei de sprijin pentru energie electrica la 30 iunie 2025 conform legislatiei in vigoare, cu un flux stabil de rambursare a cererilor de rambursare a subventiilor;
• Se preconizeaza reinnoirea descoperirilor de cont existente confirmate in limita de 3.089.057 mii RON (din care descoperiri de cont in sold la 31 martie 2025 in valoare de 1.897.445 mii RON – a se vedea nota 15).

La data publicarii acestor situatii financiare interimare consolidate, pozitia de reglementare poate fi modificata in continuare si pot exista legi suplimentare care ar putea avea un impact negativ asupra fluxurilor de numerar operationale ale Grupului in perioada de prognoza. Avand in vedere incertitudinile actuale ale pietei, Grupul monitorizeaza indeaproape contextul pietei si analizeaza continuu oportunitatile de optimizare a datoriilor si de crestere a descoperirilor de cont si a imprumuturilor pe termen lung. Avand in vedere importanta Grupului ca furnizor si distribuitor de energie electrica pe piata romaneasca, avand 39,3% (conform ultimului raport ANRE 2023 pentru segmentul de distributie) ca cota de piata pe distributia de energie electrica si 17,16% (conform cel mai recent raport ANRE ianuarie 2025 pentru segmentul de furnizare) cota de piata pe piata furnizarii de energie electrica si avand ca actionar principal al Electrica SA statul roman, conducerea considera ca va fi disponibila o finantare suficienta pentru a acoperi orice cerinte de finantare care decurg din incertitudinea pietei si Grupului isi va putea indeplini obligatile la scadenta.

Pe baza previziunilor de mai sus si a altor informatii, avand in vedere masurile deja implementate si strategiile de reducere a riscurilor care pot aparea datorita instabilitatii mediului economic, Consiliul de Administratie are, la momentul aprobarii situatiilor financiare interimare consolidate simplificate, asteptari rezonabile ca Grupul dispune de resurse adecvate pentru a-si continua activitatea operationala in viitorul previzibil. Astfel, conducerea continua sa intocmeasca situatiile financiare interimare consolidate simplificate pe baza continuitatii activitatii.

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 2024.

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 2024.

Noile amendamente la standardele existente intrate in vigoare incepand cu 1 ianuarie 2025 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	Vanzarea energiei electrice si gazelor naturale catre consumatorii finali (include Electrica Funizare S.A.).
Distributie de energie electrica	Operarea, mentenanta si constructia retelelor de energie electrica operate de Grup (include Societatea de Distributie Energie Electrica Romania S.A. si o partea din activtatea Electrica Serv S.A.).
Productie de energie electrica	Productia de energie electrica din surse regenerabile (include Sunwind Energy S.R.L., New Trend Energy S.R.L., Crucea Power Park S.R.L., Foton Power Energy S.R.L. si activitatea desfasurata de catre Electrica S.A. in segmentul de productie de energie electrica).
Servicii aferente retelelor de distributie externe	Reparatii, mentenanta si alte servicii pentru retele de distributie detinute de alti operatori de distributie (Electrica Serv S.A. – fara activitatea desfasurata in segmentul de distributie de energie electrica).

Consiliul de Administratie al Societatii revizuieste raportarile interne pentru fiecare segment. Profitul inainte de dobanzi, impozitare, amortizare si depreciere ("EBITDA ajustata") 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, distributia energiei electrice si segmentul serviciilor aferente retelelor de distributie externe. 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 elementele sunt alocate segmentelor raportabile, cu exceptia investitiilor in entitati asociate si a creantelor privind impozitul amanat.

LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE TREI LUNI INCHEIATA LA 31 MARTIE 2025

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

(b) Informatii cu privire la segmentele raportabile

Perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2025	Furnizare de energie electrica si gaze naturale	Distributie de energie electrica	Productie de energie electrica	Servicii aferente retelelor de distributie externe	Total pentru segmentele raportabile	Sediul central	Eliminari si ajustari de consolidare	Total consolidat
Venituri de la clientii externi	1.810.707	684.185	1.763	22.670	2.519.325	22	-	2.519.347
Venituri din tranzactii cu alte segmente	7.442	613.981	664	193	622.280	-	(622.280)	-
Veniturile segmentului raportabil	1.818.149	1.298.166	2.427	22.863	3.141.605	22	(622.280)	2.519.347
Alte venituri	626.826	49.881	-	2.534	679.241	211	(22.630)	656.822
Profitul/(Pierderea) segmentului raportabil inainte de impozitare	(21.657)	253.062	(612)	(755)	230.038	5.875	(2.140)	233.773
Rezultat financiar net	(53.128)	(45.548)	(1.719)	1.217	(99.178)	21.701	(2.139)	(79.616)
Amortizarea imobilizarilor corporale si necorporale	(5.600)	(136.417)	(603)	(2.463)	(145.083)	(581)	-	(145.664)
Ajustari pentru deprecierea imobilizarilor corporale si necorporale, net	-	-	-	(210)	(210)	-	-	(210)
Ajustari pentru deprecierea creantelor comerciale si altor creante, net	(11.204)	(3.681)	-	(1.817)	(16.702)	-	-	(16.702)
EBITDA ajustata*	37.071	435.027	1.710	701	474.509	(15.245)	(1)	459.263
Profitul/(Pierderea) net(a) a(l) segmentului	(16.592)	213.745	(5.369)	557	192.341	5.468	(2.140)	195.669
Beneficiile angajatilor	(31.774)	(215.598)	(14)	(12.747)	(260.133)	(9.749)	-	(269.882)
Cheltuieli de capital	4.241	200.732	6.238	8.024	219.235	888	-	220.123

Perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2024 (neauditat si nerevizuit)	Furnizare de energie electrica si gaze naturale	Distributie de energie electrica	Productie de energie electrica	Servicii aferente retelelor de distributie externe	Total pentru segmentele raportabile	Sediul central	Eliminari si ajustari de consolidare	Total consolidat
Venituri de la clientii externi	1.613.810	604.071	403	15.673	2.233.957	28	-	2.233.985
Venituri din tranzactii cu alte segmente	1.059	526.521	-	2.662	530.242	-	(530.242)	-
Veniturile segmentului raportabil	1.614.869	1.130.592	403	18.335	2.764.199	28	(530.242)	2.233.985
Alte venituri	305.140	29.733	-	5.509	340.382	290	(4.919)	335.753
Profitul/(Pierderea) segmentului raportabil inainte de impozitare	10.691	158.465	(1.039)	419	168.536	1.559	(319)	169.776
Rezultat financiar net	(45.865)	(52.668)	(187)	4.033	(94.687)	15.156	-	(79.531)
Amortizarea imobilizarilor corporale si necorporale	(5.050)	(142.562)	(657)	(2.625)	(150.894)	(551)	-	(151.445)
EBITDA ajustata*	61.606	353.695	(195)	(989)	414.117	(13.046)	(319)	400.752
(Ajustari)/Reluarea ajustarilor pentru deprecierea creantelor comerciale si altor creante, net	(17.922)	(3.657)	-	(16)	(21.595)	-	-	(21.595)
Profitul/(Pierderea) net(a) a(l) segmentului	5.717	115.831	(1.039)	1.242	121.751	6.275	(319)	127.707
Beneficiile angajatilor	(26.375)	(191.596)	(10)	(8.250)	(226.231)	(8.537)	-	(234.768)
Cheltuieli de capital	6.267	235.776	715	27	242.785	259	-	243.044

LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE TREI LUNI INCHEIATA LA 31 MARTIE 2025

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

La 31 martie 2025	Furnizare de energie electrica si	Distributie de	Productie de energie	Servicii aferente retelelor de	Total pentru segmentele	Sediul central	Eliminari si ajustari de	Total
	gaze naturale	energie electrica	electrica	distributie externe	raportabile		consolidare	consolidat
Activele segmentului	6.954.815	11.121.504	384.366	569.996	19.030.681	156.802	(4.379.548)	14.807.935
Creante comerciale si alte creante	3.932.166	2.173.030	25.509	83.595	6.214.300	30.122	(2.555.655)	3.688.767
Numerar si echivalente de numerar	56.502	820.018	621	4.818	881.959	2.685	-	884.644
Datorii comerciale, alte datorii si beneficii pe termen scurt ale angajatilor	4.260.204	1.072.483	19.669	67.529	5.419.885	106.834	(2.528.670)	2.998.049
Descoperiri de cont	1.538.186	1.222	-	-	1.539.408	358.037	-	1.897.445
Leasing	5.730	14.507	12.817	557	33.611	16.494	-	50.105
Imprumuturi bancare	225.063	3.079.994	-	-	3.305.057	236.028	-	3.541.085
La 31 decembrie 2024
Activele segmentului	6.669.999	10.052.743	344.111	443.305	17.510.158	137.088	(3.707.845)	13.939.401
Creante comerciale si alte creante	3.945.640	1.733.709	2.703	73.994	5.756.046	6.680	(2.012.325)	3.750.401
Numerar si echivalente de numerar	159.017	278.666	1.104	7.667	446.454	8.001	-	454.455
Datorii comerciale, alte datorii si beneficii pe termen scurt ale angajatilor	3.661.799	1.076.451	24.868	40.427	4.803.545	187.130	(2.061.843)	2.928.832
Descoperiri de cont	2.007.818	164.580	-	-	2.172.398	318.211	-	2.490.609
Leasing	6.290	7.355	25.923	557	40.125	1.665	-	41.790
Imprumuturi bancare	49.537	2.104.762	-	-	2.154.299	236.042	-	2.390.341

*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.

LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE TREI LUNI INCHEIATA LA 31 MARTIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate in MII RON, daca nu este indicat altfel)

6 Venituri

	Perioada de trei luni incheiata la
	31 martie 2025	31 martie 2024 (neauditat si nerevizuit)
Distributia si furnizarea energiei electrice	2.046.446	1.772.807
Furnizarea de gaze naturale	90.450	64.545
Venituri aferente constructiei retelelor electrice aferente acordurilor de concesiune	200.729	235.776
Reparatii, mentenanta si alte servicii prestate	27.265	17.461
Venituri din vanzarea certificatelor verzi	146.640	143.326
Venituri din servicii de reconectare	907	-
Vanzari de marfuri	6.910	70
Total	2.519.347	2.233.985

In ceea ce priveste momentul recunoasterii veniturilor, majoritatea serviciilor furnizate de Grup sunt transferate clientului in timp, doar o mica parte in suma de 746 mii RON (perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2024: 376 mii RON) fiind transferata la un anumit moment de timp (de exemplu, serviciile de citire furnizate de companiile de distributie, transmiterea unor rapoarte catre clienti cuprinzand analize periodice ale datelor pentru anumite taxe colectate in numele acestora).

7 Alte venituri din exploatare

		Perioada de trei luni incheiata la
	31 martie 2025	31 martie 2024 (neauditat si nerevizuit)
Subventii	622.676	302.232
Venituri din chirii	22.129	23.149
Penalitati pentru intarziere la plata de la clienti	3.057	3.298
Altele	8.960	7.074
Total	656.822	335.753

Veniturile din chirii se refera in principal la inchirierea stalpilor de electricitate de catre filiala de distributie catre operatorii de telecomunicatii. In perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2025, Electrica Furnizare S.A. a recunoscut subventii in valoare de 622.676 mii RON (perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2024: 302.232 mii RON), in urma aplicarii mecanismului de plafonare si compensare pretului la energie electrica si gaze naturale, aprobat prin Ordinul nr.118/2021 cu modificarile ulterioare si OUG nr.27/2022, aceasta din urma fiind modificata prin OUG nr.119/2022.

8 Energie electrica, gaze naturale si marfuri achizitionate

	Perioada de trei luni incheiata la
	31 martie 2025	31 martie 2024 (neauditat si nerevizuit)
Energie electrica achizitionata	1.864.831	1.338.114
Certificate verzi achizitionate	146.486	143.689
Marfuri achizitionate	5.994	-
Gaze naturale achizitionate	88.195	61.297
Total	2.105.506	1.543.100

Filiala de furnizare are obligatia legala de a achizitiona certificate verzi de la producatorii de energie din surse regenerabile,

pe baza tintelor sau cotelor anuale stabilite de lege, care se aplica la cantitatea de energie electrica furnizata consumatorilor finali. Costul certificatelor verzi se factureaza consumatorilor finali separat fata de tarifele pentru energia electrica.

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 atribuibil Societatii

		Perioada de trei luni incheiata la
	31 martie 2025	31 martie 2024 (neauditat si nerevizuit)
Profitul atribuibil actionarilor Societatii	195.668	127.707
Profitul atribuibil actionarilor Societatii	195.668	127.707

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

Numarul mediu ponderat de actiuni ordinare in circulatie (neauditat si nerevizuit) la 31 martie 2025 este 339.553.004 (31 martie 2024: 339.553.004).

Rezultat pe actiune		Perioada de trei luni incheiata la
	31 martie 2025	31 martie 2024 (neauditat si nerevizuit)
Rezultat pe actiune - de baza si diluat (RON)	0,56	0,38

10 Impozit pe profit

(i) Sume recunoscute in situatia profitului sau pierderii

	Perioada de trei luni incheiata la
	31 martie 2025	31 martie 2024 (neauditat si nerevizuit)
Cheltuiala cu impozitul pe profit curent	32.193	53.674
Cheltuiala/(Beneficiul) cu impozitul pe profit amanat	5.911	(11.605)
Total cheltuiala cu impozitul pe profit	38.104	42.069

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE

LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE TREI LUNI INCHEIATA LA 31 MARTIE 2025

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

(ii) Reconcilierea ratei de impozitare efective

	31 martie 2024 31 martie 2025 (neauditat si nerevizuit)
Profit inainte de impozitare		233.772		169.776
Impozit calculat prin aplicarea ratei de impozitare	16%	37.404	16%	27.164
Efectul cheltuielilor nedeductibile	1%	2.020	3%	4.602
Efectul veniturilor neimpozabile	0%	(24)	-1%	(1.248)
Alte efecte fiscale	0%	(175)	9%	15.329
Impactul pierderilor fiscale ale anului curent pentru care nu au fost recunoscute creante cu impozitul amanat	0%	(1.121)	-2%	(3.778)
Cheltuiala cu impozitul pe profit	16%	38.104	25%	42.069

(iii) Modificarea soldurilor impozitului amanat

				Sold la 31 martie 2025
31 martie 2025	Sold net la 1 ianuarie 2025	Recunoscute in situatia profitului sau pierderii	Recunoscute in alte elemente ale rezultatului global	Net	Creante privind impozitul amanat	Datorii privind impozitul amanat
Imobilizari corporale	51.407	3.963	-	55.370	-	55.370
Imobilizari necorporale privind acordurile de concesiune	242.651	6.213	-	248.864	-	248.864
Beneficiile angajatilor	(30.438)	75	-	(30.363)	(30.363)	-
Ajustari pentru deprecierea creantelor comerciale	(30.050)	(3.424)	-	(33.474)	(33.474)	-
Pierdere fiscala reportata	(19.213)	3.129	-	(16.083)	(16.083)	-
CPT capitalizat	(120,855)	2.494	-	(118.362)	(118.362)	-
Alte elemente	(49.965)	(6.538)	-	(56.502)	(56.502)	-
Datorii/(creante) cu impozitul amanat inainte de compensare	43.538	5.911	-	49.449	(254.785)	304.234
Compensari			-		163.784	(163.784)
Datorii/(creante) nete cu impozitul amanat	43.538	5.911	-	49.449	(91.001)	140.450

LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE TREI LUNI INCHEIATA LA 31 MARTIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate in MII RON, daca nu este indicat altfel)

					Sold la 31 martie 2024 (neauditat si nerevizuit)
31 martie 2024	Sold net la 1 ianuarie 2024	Recunoscute in situatia profitului sau pierderii	Recunoscute in alte elemente ale rezultatului global	Alte modificari	Net	Creante privind impozitul amanat	Datorii privind impozitul amanat
Imobilizari corporale	59.516	(15.332)	-	-	44.185	-	44.185
Imobilizari necorporale privind acordurile de concesiune	229.694	-	-	-	229.694	-	229.694
Beneficiile angajatilor	(27.244)	-	-	-	(27.244)	(27.244)	-
Ajustari pentru deprecierea creantelor comerciale	(25.560)	639	-	-	(24.921)	(24.921)	-
Pierdere fiscala reportata	(4.356)	1.404	-	-	(2.951)	(2.951)	-
CPT capitalizat	(123.349)	(3.943)	-	-	(127.292)	(127.292)	-
Alte elemente	(19.787)	5.626	-	(1.016)	(15.176)	(15.176)	-
Datorii/(creante) cu impozitul amanat inainte de compensare	88.914	(11.605)	-	(1.016)	76.295	(197.584)	273.879
Compensari	-					161.533	(161.533)
Datorii/(creante) nete cu impozitul amanat	88.914	(11.605)	-	(1.016)	76.295	(36.051)	112.346

11 Creante comerciale

	31 martie 2025	31 decembrie 2024
Creante comerciale, valoare bruta	4.352.572	4.412.930
din care creante nefacturate -	2.916.714	3.041.936
Ajustari pentru deprecierea creantelor comerciale	(753.354)	(737.242)
Total creante comerciale, net	3.599.218	3.675.688

Creantele de la partile afiliate sunt prezentate in Nota 18.

Conform OUG nr. 119/2022, cu modificarile si completarile ulterioare, privind mecanismul de plafonare si compensare, o parte din creantele filialei Electrica Furnizare S.A. din vanzarea de energie electrica si gaze catre consumatorii finali vor fi recuperate de la Statul Roman prin Agentia Nationala pentru Plati (consumatorii casnici) si Inspectie Sociala si Ministerul Energiei (consumatorii non-casnici).

Distributie si furnizare energie electrica

La 31 martie 2025, sumele estimate a fi primite de la Ministerul Energiei pentru consumatorii non-casnici sunt 10.130 mii RON (31 decembrie 2024: 10.130 mii RON) si de la Agentia Nationala de Plati si Inspectie Sociala pentru consumatorii casnici sunt 10.155 mii RON (31 decembrie 2024: 11.672 mii RON). Creantele sunt inregistrate la linia "Distributia si furnizarea energiei electrice".

Subventii de incasat

La 31 martie 2025, suma estimata pentru subventii a fi primita de la Ministerul Energiei este in valoare de 2.398.622 mii RON (31 decembrie 2024: 1.976.697 mii RON). Din valoarea subventiilor de incasat, suma de 1.114.045 mii RON reprezinta cereri neincasate si depuse la autoritatile statului, din care 308.498 mii RON este suma estimata a fi primita de la Ministerul Energiei, respectiv 805.547 mii RON de la Agentia Nationala de Plati si Inspectie Sociala, iar suma de 1.284.577 mii RON reprezinta cereri care nu au fost inca depuse la autoritatile statului pana la 31 martie 2025. Din total cereri neincasate si depuse la autoritatile statului in valoare de 1.114.045 mii RON, cereri depuse pentru anul 2024 sunt in valoare de 762.782

mii RON, pentru anul 2023 sunt in valoare de 242.785 mii RON iar diferenta in valoare de 108.477 mii RON sunt cereri aferente anului 2022. Pentru anul 2022 au fost depuse cererile mentionate mai devreme, in prezent sunt suspendate la plata ca urmare au unor clarificari suplimentare necesare.

In conformitate cu prevederile legale si reglementarile in vigoare, se deconteaza 40% din suma aferenta cererilor de decontare in 10 zile de la transferul sumelor de catre Ministerul Finantelor in conturile Ministerului Energiei si Agentia Nationala pentru Plati si Inspectie Sociala (nu este un termen de plata controlabil de catre furnizor). Creantele sunt inregistrate la linia "Distributia si furnizarea energiei electrice".

Reconcilierea dintre soldul initial si soldul final al ajustarilor pentru pierderile previzionate pe durata de viata este dupa cum urmeaza:

	Perioada de trei luni incheiata la
Ajustari pentru deprecierea creantelor comerciale (pierderi previzionate pe durata de viata)	31 martie 2025	31 martie 2024 (neauditat si nerevizuit)
Sold la 1 ianuarie	737.242	640.218
Ajustari pentru pierderi recunoscute	59.276	39.253
Ajustari pentru pierderi reversate	(42.573)	(17.421)
Creante anulate	(591)	(459)
Sold la 31 martie	753.354	661.591

Grupul a identificat 5 grupuri de clienti pe baza unor caracteristici comune de risc: 3 grupuri separate pentru filialele de distributie si 2 grupuri (casnici si non-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.

Grupul a luat in considerare toate informatiile disponibile, fara costuri necuvenite (inclusiv informatii prospective), care pot afecta riscul de credit al creantelor sale de la recunoasterea initiala, inregistrand astfel o ajustare pentru creante in valoare de 59.276 mii RON.

12 Numerar si echivalente de numerar

	31 martie 2025	31 decembrie 2024
Conturi curente la banci	284.600	330.064
Depozite la vedere	599.434	123.865
Numerar	610	526
Total numerar si echivalente de numerar in situatia consolidata simplificata a pozitiei financiare	884.644	454.455

In contextul situatiei consolidate a fluxurilor de numerar, activitatea fara numerar include compensarea intre creantele comerciale si datoriile comericale in valoare de 56.049 mii RON la 31 martie 2025 (31 decembrie 2024: 325.838 mii RON).

SOCIETATEA ENERGETICA ELECTRICA S.A. NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE TREI LUNI INCHEIATA LA 31 MARTIE 2025

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

13 Alte datorii

	31 martie 2025		31 decembrie 2024
	Curente	Pe termen lung	Curente	Pe termen lung
TVA de plata	794.160	-	606.739	-
Alte datorii catre Stat	3.229	-	9.107	-
Alte datorii	801.530	33.750	970.018	45.692
Total	1.598.919	33.750	1.585.864	45.692

Alte datorii includ in principal furnizori de certificate verzi, 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.

14 Imprumuturi bancare pe termen lung

Tragerile si rambursarile de imprumuturi in perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2025 au fost astfel:

	Valoare (mii RON)
Sold la 1 ianuarie 2025	2.390.341
Trageri/preluari de imprumuturi in perioada, din care:
CEC Bank (l)	175.537
BEI Tragerea 3 (r)	995.420
BEI Tragerea 4 (o)	74.657
Total trageri	1.245.614
Dobanda in sold	14.099
Plati de dobanzi	(27.252)
Rambursari in perioada, din care:
BRD (c)	(5.200)
BRD (d)	(3.571)
BRD (e)	(2.857)
Banca Transilvania (a)	(4.464)
Unicredit Bank (b)	(2.400)
BCR (f)	(4.737)
BERD (k) BERD (g)	(17.143) (11.479)
BCR (p)	(12.941)
Raiffeisen Bank (q)	(16.925)
Total rambursari	(81.717)
Sold la 31 martie 2025	3.541.085

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE

LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE TREI LUNI INCHEIATA LA 31 MARTIE 2025

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

La 31 martie 2025 si 31 decembrie 2024, imprumuturile bancare pe termen lung se prezinta astfel:

Creditor	Imprumutat	Sold la 31 martie 2025	Sold la 31 decembrie 2024
BEI Tragerea 1 (h)	Distributie Energie Electrica Romania	599.296	604.814
BEI Tragerea 2 (i)	Distributie Energie Electrica Romania	449.472	453.611
BEI Tragerea 3 (r)	Distributie Energie Electrica Romania	995.420	-
BEI Tragerea 4 (o)	Distributie Energie Electrica Romania	74.918	-
BERD (k)	Distributie Energie Electrica Romania	208.646	225.985
Raiffeisen Bank (q)	Distributie Energie Electrica Romania	187.986	205.041
BCR (p)	Distributie Energie Electrica Romania	169.285	182.364
BERD (g)	Distributie Energie Electrica Romania	151.077	165.745
Vista Bank (j)	Societatea Energetica Electrica S.A.	129.950	130.840
ERSTE Group Bank si Raiffeisen Bank (m)	Societatea Energetica Electrica S.A.	106.093	105.203
BCR (f)	Distributie Energie Electrica Romania	66.710	71.475
BRD (d)	Distributie Energie Electrica Romania	46.458	50.037
Banca Transilvania (a)	Distributie Energie Electrica Romania	40.184	44.649
BRD (c)	Distributie Energie Electrica Romania	36.400	41.600
BRD (e)	Distributie Energie Electrica Romania	37.171	40.030
Unicredit Bank (n)	Electrica Furnizare S.A.	25.047	25.074
CEC Bank (l)	Electrica Furnizare S.A.	200.000	24.464
UniCredit Bank (b)	Distributie Energie Electrica Romania	16.973	19.409
Total		3.541.085	2.390.341
	Mai putin: portiunea curenta a imprumuturilor pe termen lung	(526.243)	(538.583)
Mai putin: dobanda in sold		(13.470)	(27.252)
	Total imprumuturi pe termen lung, net de portiunea pe termen scurt	3.001.372	1.824.506

Descrierea imprumuturilor bancare:

a) Credit pentru investitii acordat de catre Banca Transilvania

In data de 18 iulie 2019, Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Sud S.A., in prezent Distributie Energie Electrica Romania S.A., in calitate de imprumutat, a incheiat cu Banca Transilvania un contract de credit pentru investitii cu scopul finantarii investitiilor in reteaua de distributie a energiei electrice conform planului de investitii. Principalele prevederi sunt: Valoarea maxima a creditului: 125.000 mii RON; Rata dobanzii: fixa. 4,59% pe an; Rambursari: rate trimestriale pana la 17.07.2027; Perioada de gratie: 12 luni.

La 31 martie 2025, soldul imprumutului este de 40.184 mii RON, din care principal 40.179 mii RON si dobanda acumulata 5 mii RON (31 decembrie 2024: 44.649 mii RON, din care principal 44.643 mii RON si dobanda acumulata 6 mii RON).

b) Credit pentru investitii acordat de catre Unicredit Bank

In data de 13 noiembrie 2019, Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Nord S.A.. in prezent Distributie Energie Electrica Romania S.A., in calitate de imprumutat, a incheiat cu Unicredit Bank un contract de credit pentru investitii cu scopul finantarii investitiilor in reteaua de distributie a energiei electrice conform planului de investitii. Principalele prevederi sunt: Valoarea maxima a creditului: 60.000 mii RON; Rata dobanzii: fixa 3,5% pe an; Rambursari: rate trimestriale pana la 13.11.2026; Perioada de gratie: 12 luni.

La 31 martie 2025, soldul imprumutului este de 16.973 mii RON, din care principal 16.800 mii RON si dobanda acumulata

173 mii RON (31 decembrie 2024: 19.409 mii RON, din care principal 19.200 mii RON si dobanda acumulata 209 mii RON).

c) Credit pentru investitii acordat de catre BRD – Groupe Societe Générale

In data de 29 octombrie 2019, Societatea de Distributie a Energiei Electrice Muntenia Nord S.A., in prezent Distributie Energie Electrica Romania S.A., in calitate de imprumutat, a incheiat cu BRD - Groupe Societe Generale un contract de credit pentru investitii cu scopul finantarii investitiilor in reteaua de distributie a energiei electrice conform planului de investitii. Principalele prevederi sunt: Valoarea maxima a creditului: 130.000 mii RON; Rata dobanzii: fixa, 3,99% pe an; Rambursari: rate trimestriale pana in 28.10.2026; Perioada de gratie: 12 luni.

La 31 martie 2025, soldul imprumutului este de 36.400 mii RON, reprezentand principal (31 decembrie 2024: 41.600 mii RON).

d) Credit pentru investitii acordat de catre BRD – Groupe Societe Generale

In data de 25 iunie 2020, Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Nord S.A., in prezent Distributie Energie Electrica Romania S.A., in calitate de imprumutat, a incheiat cu BRD - Groupe Societe Generale un contract de credit pentru investitii cu scopul finantarii investitiilor in reteaua de distributie a energiei electrice conform planului de investitii. Principalele prevederi sunt: Valoarea maxima a creditului: 100.000 mii RON; Rata dobanzii: fixa 3,85% pe an; Rambursari: rate trimestriale pana in 2028; Perioada de gratie: 12 luni.

La 31 martie 2025, soldul imprumutului este de 46.458 mii RON, din care principal 46.428 mii RON si dobanda acumulata 30 mii RON (31 decembrie 2024: 50.037 mii RON, din care principal 50.000 mii RON si dobanda acumulata 37 mii RON).

e) Credit pentru investitii acordat de catre BRD – Groupe Societe Generale

In data de 25 iunie 2020, Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Sud S.A., in prezent Distributie Energie Electrica Romania S.A., in calitate de imprumutat, a inchieiat un contract de credit pentru investitii cu BRD – Group Societe Generale pentru finantarea investitiilor in reteaua de distributie conform planului de investitii aprobat pentru anul 2020. Principalele prevederi sunt: Valoarea maxima a creditului: 80.000 mii RON; Rata de dobanda: fixa, 3,85% pe an; Rambursari: rate trimestriale pana in 2028; Perioada de gratie: 12 luni.

La 31 martie 2025, soldul imprumutului este 37.171 mii RON din care 37.143 mii RON principal si 28 mii RON dobanda acumulata (31 decembrie 2024: 40.030 mii RON din care 40.000 mii RON principal si 30 mii RON dobanda acumulata).

f) Credit pentru investitii acordat de catre BCR – Banca Comerciala Romana ("BCR")

In data de 17 septembrie 2020, Societatea de Distributie a Energiei Electrice Muntenia Nord S.A., in prezent Distributie Energie Electrica Romania S.A., in calitate de imprumutat si Electrica S.A., in calitate de garant, au incheiat un contract de credit pentru investitii cu Banca Comerciala Romana S.A. pentru finantarea investitiilor in reteaua de distributie conform planului de investitii aprobat pentru anul 2020. Principalele prevederi sunt: Valoarea maxima a creditului: 155.000 mii RON; Rata de dobanda: ROBOR 3M + 1% pe an; Rambursari: rate trimestriale pana in 2028; Perioada de gratie: 12 luni.

La 31 martie 2025, soldul imprumutului este 66.710 mii RON, din care principal 66.324 mii RON si dobanda acumulata 386 mii RON (31 decembrie 2024: 71.475 mii RON, din care principal 71.062 mii RON si dobanda acumulata 413 mii RON).

g) Credit pentru investitii acordat de catre Banca Europeana pentru Reconstructie si Dezvoltare ("BERD")

In data de 2 iulie 2021, Distributie Energie Electrica Romania S.A., in calitate de imprumutat a incheiat un contract de credit pentru investitii cu Banca Europeana pentru Reconstructie si Dezvoltare pentru finantarea 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 de dobanda: agreata pentru fiecare tragere; Rambursari: 17 rate semestriale pana in 31.07.2031; Perioada de gratie: 24 luni. Contractul de imprumut este garantat de catre Electrica SA.

La 31 martie 2025, soldul imprumutului este 151.077 mii RON din care principal 149.222 mii RON si dobanda acumulata 1.855 mii RON (31 decembrie 2024: 165.747 mii RON din care principal 160.700 mii RON si dobanda acumulata 5.047 mii RON).

h) Credit pentru investitii acordat de catre Banca Europeana pentru Investiii ("BEI")

In data de 14 iulie 2021, Distributie Energie Electrica Romania S.A., in calitate de imprumutat a incheiat un contract de credit pentru investitii cu Banca Europeana pentru Investitii Investitii reprezentand prima parte din Creditul Aprobat in suma de 210.000 mii EUR pentru finantarea 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 de dobanda: 3,733%; Rambursari: 24 rate semestriale pana in 26.02.2039; Perioada de gratie: 36 luni. Contractul de imprumut este garantat de catre Electrica SA.

La 31 martie 2025, soldul imprumutului este 599.296 mii RON din care principal 597.252 mii RON si dobanda acumulata 2.044 mii RON (31 decembrie 2024: 604.814 mii RON din care principal 596.892 mii RON si dobanda acumulata 7.922 mii RON).

i) Credit pentru investitii acordat de catre Banca Europeana pentru Investiii ("BEI")

In data de 7 decembrie 2021, Distributie Energie Electrica Romania S.A., in calitate de imprumutat a incheiat un contract de credit pentru investitii (transa II) cu Banca Europeana pentru Investitii reprezentand a doua parte parte din Creditul Aprobat in suma de 210.000 mii EUR pentru finantarea investitiilor in reteaua de distributie a energiei electrice conform planului de investitii 2021-2023. Principalele prevederi sunt: Valoarea maxima a creditului: 90.000 mii EUR; Rata de dobanda: 3,733%; Rambursari: 24 rate semestriale pana in 26.02.2039; Perioada de gratie: 36 luni. Contractul de imprumut este garantat de catre Electrica SA.

La 31 martie 2025 soldul imprumutului este 449.472 mii RON, din care principal 447.939 mii RON si dobanda acumulata 1.533 mii RON (31 decembrie 2024: 453.611 mii RON, din care principal 447.669 mii RON si dobanda acumulata 5.942 mii RON).

j) Linie de credit pentru capital de lucru si pentru emiterea de Scrisori de Garantie Bancara acordata de Vista Bank

In data de 30 decembrie 2022, Societatea Energetica Electrica S.A., in calitate de imprumutat a incheiat un contract pentru o linie de credit pentru capital de lucru si pentru emiterea de Scrisori de Garantie Bancara acordata de Vista Bank pe termen de 18 luni. Principalele prevederi sunt: Valoarea maxima a creditului: 125.000 mii RON; La data de 28 iunie 2024, valoarea creditului a fost majorata cu 5.000 mii RON, pana la valoarea de 130.000 mii RON. Rata de dobanda: ROBOR 3M + 2,4 % p.a.; rambursare integrala la scadenta. In data de 11 februarie 2025, scadenta a fost prelungita pana la 18 February 2026.

La 31 martie 2025, soldul imprumutului este 129.950 mii RON, reprezentand principal (31 decembrie 2024: 130.840 mii RON din care principal 129.950 mii RON si dobanda acumulata de 890 mii RON).

k) Credit pentru investitii acordat de catre Banca Europeana pentru Reconstructie si Dezvoltare ("BERD")

In data de 17 martie 2023, Distributie Energie Electrica Romania S.A., in calitate de imprumutat a incheiat un contract de credit pentru investitii cu Banca Europeana pentru Reconstructie si Dezvoltare pentru finantarea activitatii curente. Principalele prevederi sunt: Valoarea maxima a creditului: 180.000 mii RON; Rata de dobanda: ROBOR 3M + spread % + marja 2,10%; Rambursare: 14 rate trimestriale egale pana la 31.01.2028; Perioada de gratie: 18 luni. La data de 19

decembrie 2023, valoarea creditului a fost majorata cu 60.000 mii RON, pana la valoarea de 240.000 mii RON. Contractul de imprumut este garantat de catre Electrica SA.

La 31 martie 2025, soldul imprumutului este 208.646 mii RON din care principal 205.714 mii RON si dobanda acumulata 2.932 mii RON (31 decembrie 2024: 225.985 mii RON din care principal 222.857 mii RON si dobanda acumulata 3.128 mii RON).

l) Facilitate Multicredit pentru finantari multiple prin accesarea de produse cash si non-cash acordat de catre CEC BANK SA ("CEC")

In data de 04 august 2023, Electrica Furnizare S.A., in calitate de imprumutat a incheiat un Contract de Facilitate Multicredit, cu CEC Bank. Principalele prevederi sunt: Valoarea maxima a creditului 150.000 mii RON; Rata de dobanzii: ROBOR 3M + 2,85%; rambursare integrala la scadenta; Scadenta: 3 august 2026. La data de 18 decembrie 2023, valoarea creditului a fost majorata cu 50.000 mii RON, pana la valoarea de 200.000 mii RON. Contractul de imprumut este garantat de catre Electrica SA.

La 31 martie 2025, soldul imprumutului este 200.000 mii RON, reprezentand principal (31 decembrie 2024: 24.464 mii RON).

m) Facilitate de credit sindicalizata acordata de Erste Group Bank AG si Raiffeisen Bank SA

In data de 2 noiembrie 2021, Electrica S.A., in calitate de imprumutat a incheiat o facilitate de credit sindicalizata cu Erste Group Bank AG si Raiffeisen Bank SA. Principalele prevederi sunt: Valoarea maxima a creditului 750.000 mii RON; Rata de dobanda: ROBOR 3M + 1,16%; rambursare integrala la scadenta. La data de 3 noiembrie 2023 creditul a fost prelungit pentru o perioada de un an si valoarea maxima a creditului a fost diminuata la 450.000 mii RON. Scadenta a fost prelungita ulterior pana la 31 iulie 2025. La data de 20 august 2024 au fost emise doua Scrisori de Confort, in valoare totala de 345.020 mii RON, dupa cum urmeaza: New Trend Energy SRL, 92.020 mii RON si Foton Power Energy SRL, 253.000 mii RON.

La 31 martie 2025 soldul imprumutului este de 106.093 mii RON, din care principal 104.918 mii RON si dobanda acumulata 1.175 mii RON (31 decembrie 2024: 105.202 mii RON, din care principal 104.918 mii RON si dobanda acumulata 284 mii RON).

n) Credit pentru investitii acordat de catre Unicredit Bank

In data de 26 aprilie 2024, s-a semnat contractul de Credit nr. GRIM/8714, incheiat intre Electrica Furnizare S.A. si UniCredit Bank SA, SE Electrica SA in calitate de garant, prin care a fost acordat un credit pentru investitii, in valoare de 24.881 mii RON, cu valabilitate pana la 26.04.2029. Rata de dobanda: ROBOR 3M + 3,15%. Rambursare: 17 rate trimestriale egale pana la 26.04.2029; Perioada de gratie: 12 luni.

La 31 martie 2025 soldul imprumutului este 25.047 mii RON, din care principal 24.881 mii RON si dobanda acumulata 166 mii RON (31 decembrie 2024: 25.074 mii RON, din care principal 24.881 mii RON si dobanda acumulata 193 mii RON).

o) Credit pentru investitii acordat de catre Banca Europeana pentru Investiii ("BEI")

In data de 08 mai 2024, s-a semnat contractul de Credit nr.FI N°.98.007, incheiat intre DEER si Banca Europeana pentru Investitii (BEI), SE Electrica SA in calitate de garant, prin care a fost acordat un credit pentru investitii, in valoare de 15.000 mii EUR, cu valabilitate pana la data de 14.07.2039. Rata de dobanda: 3,497%.

La 31 martie 2025 soldul imprumutului este 74.918 mii RON, din care principal 74.656 mii RON si dobanda acumulata 261 mii RON (31 decembrie 2024: 0).

p) Credit pentru acoperirea cheltuielilor de consum propriu tehnologic acordat de catre BCR – Banca Comerciala Romana ("BCR")

In data de 25 ianuarie 2022, s-a semnat Contractul de credit nr. 2022012502 incheiat de DEER si BCR in valoare de 220.000 mii RON. La data de 26 iunie 2024, valoarea creditului a fost majorata cu 150.000 mii RON, pana la valoarea de 370.000 mii RON, iar facilitatea de descoperit de cont (OVD) in valoare de 220.000 mii RON s-a transformat in contract de credit la termen, pentru acoperirea cheltuielilor de consum propriu tehnologic. Astfel valabilitatea facilitatii s-a prelungit pana la data de 30.04.2028, avand o rata a dobanzii de ROBOR 3M + 1,3%. Rambursare: 17 rate trimestriale pana la 30.04.2028.

La 31 martie 2025 soldul imprumutului este 169.285 mii RON, din care principal 168.235 mii RON si dobanda acumulata 1.050 mii RON (31 decembrie 2024: 182.364 mii RON, din care principal 181.176 mii RON si dobanda acumulata 1.188 mii RON).

q) Credit pentru acoperirea cheltuielilor de consum propriu tehnologic acordat de catre Raiffeisen Bank SA

In data de 26 mai 2022, s-a semnat Contractul de credit nr.20/2022 incheiat intre DEER si Raiffeisen in valoare de 220.000 mii RON. La data de 26 iunie 2024, valoarea creditului a fost majorata cu 100.000 mii RON, pana la valoarea de 320.000 mii RON, iar facilitatea de descoperit de cont in valoare de 220.000 mii RON s-a transformat in contract de credit la termen, in scopul finantarii/refinantarii cheltuielilor de consum propriu tehnologic. Astfel valabilitatea facilitatii s-a prelungit pana la data de 31.12.2027, avand o rata a dobanzii de ROBOR 1M + 1,50%; Rambursari: 13 rate trimestriale pana in 31.12.2027.

La 31 martie 2025 soldul imprumutului este 187.986 mii RON, din care principal 186.154 mii RON si dobanda acumulata 1.832 mii RON (31 decembrie 2024: 205.041 mii RON, din care principal 203.077 mii RON si dobanda acumulata 1.964 mii RON).

r) Credit pentru investitii acordat de catre Banca Europeana pentru Investiii ("BEI")

In data de 16 decembrie 2024, s-a semnat contractul de Credit nr.FI N°.97.868, incheiat intre DEER si Banca Europeana pentru Investitii (BEI), SE Electrica SA in calitate de garant, prin care a fost acordat un credit pentru investitii, in valoare de 200.000 mii EUR, cu valabilitate pana la data de 16.12.2039. Rata de dobanda: 3,574%.

La 31 martie 2025 soldul imprumutului este 995.420 mii RON, reprezentand principal (31 decembrie 2024: 0).

Indicatori financiari

Indicatorii financiari prevazuti in contractele de imprumut BRD-Groupe Societe Generale, Unicredit Bank, Banca Comerciala Romana, Banca Europeana pentru Reconstructie si Dezvoltare si Banca Europeana pentru Investitii au fost indepliniti atat la 31 martie 2025 cat si la 31 decembrie 2024.

15 Descoperiri de cont

Pana la data autorizarii acestor situatii financiare consolidate de catre Consiliul de Administratie, Grupul are facilitati de descoperiri de cont de la diverse banci (ING Bank N.V., Raiffeisen Bank, Banca Comerciala Romana, Banca Transilvania, BNP Paribas, Intesa Sanpaolo Bank, BRD-Group Societe Generale, Alpha Bank, UniCredit Bank, Vista Bank si Vista Leasing) cu o limita maxima de descoperiri de pana la 3.089.057 mii RON (limita maxima de descoperiri de pana la de 3.219.057 mii RON la 31 decembrie 2024).

Facilitatile de descoperire de cont sunt utilizate pentru activitati de finantare. Soldul restant al facilitatilor de descoperire de cont la 31 martie 2025 este de 1.897.445 mii RON (31 decembrie 2024: 2.490.609 mii RON).

La 31 martie 2025 si 31 decembrie 2024 descoperirile de cont se prezinta astfel:

Creditor (descoperiri de cont)	Imprumutat	Sold la 31 martie 2025	Sold la 31 decembrie 2024
Alpha Bank	Electrica Furnizare S.A.	348.379	394.552
Raiffeisen Bank	Electrica Furnizare S.A.	335.785	380.829
BCR	Electrica Furnizare S.A.	242.046	325.016
UniCredit Bank	Electrica Furnizare S.A.	24.044	301.599
BRD	Electrica Furnizare S.A.	198.057	212.082
Banca Transilvania	Electrica Furnizare S.A.	176.405	182.233
ING Bank N.V	Electrica Furnizare S.A.	170.059	169.589
ING Bank N.V	Societatea Energetica Electrica S.A.	209.006	168.704
BRD	Societatea Energetica Electrica S.A.	149.030	149.508
Intesa Sanpaolo	Distributie Energie Electrica Romania S.A	-	135.655
Raiffeisen Bank	Distributie Energie Electrica Romania S.A	578	28.923
BNP Paribas	Electrica Furnizare S.A.	26.412	24.919
Vista Bank	Electrica Furnizare S.A.	17.000	17.000
Banca Transilvania	Distributie Energie Electrica Romania S.A	645	-
Total overdrafts		1.897.445	2.490.609

Active garantate

La 31 martie 2025, pentru mai multe descoperiri de cont, Grupul are garantii constituite asupra unor creante comerciale, asa cum este specificat in contracte, in suma de 419.664 mii RON (31 decembrie 2024: 423.114 mii RON).

Garantii bancare

La 31 martie 2025, Grupul are facilitati de credit pentru emiterea scrisorilor de garantie bancara in limita maxima de 1.128.000 mii RON din care utilizate 662.862 mii RON (31 decembrie 2024: 1.009.655 mii RON).

16 Provizioane

	Fiscale	Altele	Total provizioane
Sold la 1 ianuarie 2025	1.084	74.821	75.905
Provizioane recunoscute	-	2.231	2.231
Provizioane reversate	-	(2.753)	(2.753)
Sold la 31 martie 2025	1.084	74.299	75.383

La 31 martie 2025 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 1.568 mii RON (31 decembrie 2024: 1.477 mii RON), un litigiu cu ANCOM in valoare de 24.345 mii RON (31 decembrie 2024: 24.345 mii RON) si la diverse reclamatii si litigii care implica companiile din Grup in suma totala de 48.385 mii RON (31 decembrie 2024: 49.000 mii RON).

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 numerar contractuale si aceste fluxuri de numerar 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 Parti afiliate

(a) Actionarii principali

La 31 martie 2025 si 31 decembrie 2024, actionarul principal al Societatii Energetice Electrica S.A. este Statul Roman, reprezentat prin Ministerul Energiei care detine o cota de participatie de 49,785% din capitalul social.

(b) Remunerarea directorilor si administratorilor

		Perioada de trei luni incheiata la
	31 martie 2025	31 martie 2024 (neauditat si nerevizuit)
Remunerarea conducerii executive	8.485	7.501

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 trei luni incheiata la
	31 martie 2025 (neauditat)	31 martie 2024 (neauditat si nerevizuit)
Membrii Consiliului de Administratie	1.036	1.988

(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 si gaze naturale, servicii de transport si sistem si vanzari de energie electrica. Achizitiile si soldurile semnificative sunt in principal cu producatori/furnizori de energie electrica si gaze naturale, dupa cum urmeaza:

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE

LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE TREI LUNI INCHEIATA LA 31 MARTIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate in MII RON, daca nu este indicat altfel)

	Achizitii (fara TVA)	Sold (cu TVA)
Furnizor	Perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2025	Perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2024 (neauditat si nerevizuit)	31 martie 2025	31 decembrie 2024
OPCOM	195.678	674.959	153	120.209
Transelectrica	208.153	304.350	155.754	226.413
Nuclearelectrica	257.986	1.780	88.725	34.552
Complexul Energetic Oltenia Hidroelectrica Electrocentrale Bucuresti	17.159 67.227 39.235	2.299 13.509 -	3.044 22.978 -	- 5.925 -
ANRE	12.024	10.690	8.985	-
Transgaz	6.163	4.209	1.271	1.856
SNGN Romgaz SA	6.745	14.030	3.733	5.086
Altii	8.163	1.176	522	2.504
Total	818.533	1.027.002	285.165	396.545

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 trei luni incheiata la 31 martie 2025	31 martie 2025
OPCOM	5.598	33	-	33
Transelectrica	51.967	40.347	-	40.347
Hidroelectrica	97.882	31.667	-	31.667
CFR Electrificare	4.069	1.405	-	1.405
CFR Telecomunicatii	141	73	-	73
C.N.C.F. CFR S.A.	23.247	9.130	20	9.110
CN Remin SA	554	71.643	71.209	434
CNAIR	8.735	16.934	6	16.927
Oltchim	-	115.426	115.426	-
C.N.C.A.F. MINVEST SA	-	26.802	26.802	-
CET Braila	-	3.361	3.361	-
Termoelectrica	-	1.206	1.206	-
Agentia Judeteana pentru Plati si Inspectie Sociala Ministerul Energiei/ Agentia	3.500	5.299	-	5.299
Nationala pentru Plati si	619.176	2.404.793	-	2.404.793
Inspectie Sociala (*)
Altii	38.097	19.210	2.826	16.386
Total	852.966	2.747.329	220.856	2.526.473

(*) In perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2025, Electrica Furnizare S.A. a recunoscut subventii in valoare de 619.176 mii RON (perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2024: 302.232 mii RON), ce urmeaza a fi primite de la Ministerul Energiei si Agentia Nationala pentru Plati si Inspectie Sociala, ca urmare a aplicarii mecanismului de plafonare a preturilor pentru energiei electrice si a gazelor naturale conform legislatiei din vigoare.

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE INTERIMARE CONSOLIDATE SIMPLIFICATE

LA DATA SI PENTRU PERIOADA DE TREI LUNI INCHEIATA LA 31 MARTIE 2025

(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 trei luni incheiata la 31 martie 2024 (neauditat si nerevizuit)	31 decembrie 2024
OPCOM	2.211	3.571	-	3.571
Transelectrica	47.171	45.047	-	45.047
Hidroelectrica	72.716	65.447	-	65.444
CN Romarm	2.352	-	-	-
SNGN Romgaz	5.472	-	-	-
Transgaz	598	-	-	-
CFR Electrificare	4.409	1.475	-	1.475
CFR Telecomunicatii	-	47	-	47
C.N.C.F. CFR S.A.	7.114	3.586	68	3.518
CN Remin SA	114	71.242	71.209	33
CNAIR		8.555	-	8.555
Oltchim	-	115.426	115.426	-
C.N.C.A.F. MINVEST SA	-	26.802	26.802	-
CET Braila	-	3.379	3.379	-
Termoelectrica	-	1.206	1.206	-
Agentia Judeteana pentru Plati si Inspectie Sociala Ministerul Energiei/ Agentia	-	19.802	-	19.802
Nationala pentru Plati si Inspectie Sociala (*)	302.232	1.978.697	-	1.978.697
Altii	15.611	15.986	534	15.454
Total	460.000	2.360.269	218.622	2.141.647

19 Conditionalitati

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 revizuirii 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 consolidate pentru toate obligatiile fiscale semnificative; cu toate acestea, persista un risc ca autoritatile fiscale sa aiba pozitii diferite.

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 din cauza 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 in care nu a fost emisa nicio sentinta preliminara).

20 Evenimente ulterioare

Incheierea unui contract de sindicalizare la nivel de Grup

In data de 30 aprilie 2025, Electrica semneaza un contract de credit sindicalizat in valoare de 3,1 miliarde RON. Aprobarea contractarii acestui credit a fost acordata de catre Adunarea Generala Extraordinara a Actionarilor din 8 noiembrie 2024.

Aprobare AGOA din data de 29 aprilie 2025

In cadrul Adunarii Generale Ordinare a Actionarilor din data de 29 aprilie 2025 au fost aprobate urmatoarele:

• aprobarea sumei de 59.999.016 RON a fi distribuita ca dividende (dividendul brut pe actiune este de 0,1767 RON/actiune); si
• data platii dividendelor pentru exercitiul financiar 2024 data de 27 Iunie 2025.

Alexandru – Aurelian Chirita Stefan Alexandru Frangulea

Director General Director Financiar

RAPORTUL CONSOLIDAT AL ADMINISTRATORILOR pentru TRIMESTRUL I 2025 (T1 2025)

(bazat pe situatiile financiare interimare consolidate simplificate intocmite in conformitate cu Standardele Internationale de Raportare Financiara adoptate de catre Uniunea Europeana)

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

conform prevederilor art. 67 din Legea 24/2017 privind emitentii de instrumente financiare si operatiuni de piata, respectiv a anexei nr. 13 la Regulamentul ASF nr. 5/2018 si Codului Bursei de Valori Bucuresti

pentru perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2025

1.		Date De Identificare Ale Emitentului	4
2.		Prezentare	5
		Cifre cheie T1 2025: Investitii – Gradul mediu de realizare – 6 DEER
		Cifre cheie T1 2025: Financiar 7
	2.1.	Evenimente cheie in perioada ianuarie – martie 2025 (T1 2025) 8
	2.2.	Cadru de reglementare semnificativ aplicabil 10
	2.3.	Evenimente ulterioare 11
	2.4.	Sumar al indicatorilor financiari 14
	2.5.	Riscuri si incertitudini 15
	2.6.	Lichiditatea Grupului 19
3.		Structura Organizatorica	20
	3.1.	Structura Grupului 20
	3.2.	Principalele elemente ale Planului Strategic pentru perioada 2024 – 2030 22
	3.3.	Informatii cheie pe segmente 24
4.		Structura Actionariat	29
5.		Rezultate operationale conform IFRS-EU	31
6.		Pozitia financiara conform IFRS-EU	37
7.		Perspectivele cadrului de reglementare si impactul asupra pietei de energie	40
8.		Declaratii	44
9.	Anexe		45
	9.1.	Indicatori economico-financiari ai Grupului Electrica la data de 31 martie 2025 conform Anexei 13/Regulamentul ASF Anexa 1 –
	nr. 5/2018	45
	9.2.	Cadrul de reglementare aplicabil – emis in cursul anului 2025 46 Anexa 2 –
		A.9.2.1 Segmentul de distributie 46
		A.9.2.2 Segmentul de furnizare 49
	9.3.	Anexa 3 – Lista tabelelor 54
	9.4.	Lista figurilor Anexa 4 – 54
	Glosar		55

1. Date De Identificare Ale Emitentului

Data Raportului: 27 mai 2025

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: J2000007425408

Codul RON (Legal Entity Identifier): 213800P4SUNUM5AUDX61

Capital social subscris si varsat: 3.395.530.040 RON

Principalele caracteristici ale valorilor mobiliare emise: 339.553.004 actiuni ordinare cu o valoare nominala de 10 RON, 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 ("IFRS-EU").

Perioada de raportare: Trimestrul I 2025 (perioada 1 ianuarie – 31 martie 2025).

Audit/revizuire: situatiile financiare interimare consolidate simplificate intocmite la data de si pentru perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2025 sunt neauditate, dar revizuite de un auditor financiar independent.

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

Tabel 1: Informatii societate

Sursa: Electrica

2. Prezentare

Principalele segmente de activitate ale Grupului constau in distributia de energie electrica catre utilizatori, furnizarea de energie electrica catre consumatori casnici si non-casnici, segmentul de servicii aferente retelelor de distributie externe precum si segmentul privind productia de energie electrica din surse regenerabile.

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 licenta de distributie exclusiva pentru aceste regiuni, ce are 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 societatea Electrica Furnizare S.A. ("EFSA"), iar activitatea principala este furnizarea energiei electrice 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, iar aceasta a fost reinnoita in anul 2021 pentru o perioada de 10 ani. In vederea extinderii activitatilor economice ale Electrica Furnizare S.A. (EFSA) in Ungaria, Autoritatea de Reglementare a Energiei si Utilitatilor Publice din Ungaria (MEKH) a acordat licenta de tranzactionare a energiei electrice pe o perioada nedeterminata pentru Electrica Furnizare S.A., prin Decizia nr. H879/2022. De asemenea, Grupul detine o licenta de furnizare gaze naturale valabila pana in anul 2032.

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.

Incepand cu anul 2020, Grupul si-a extins activitatea prin intrarea pe segmentul productiei de energie electrica din surse regenerabile, odata cu achizitia unui parc fotovoltaic cu o capacitate instalata de 7,5 MW (capacitate operationala limitata la 6,8 MW). Ulterior, portofoliul a fost consolidat prin preluarea a cinci proiecte de producere a energiei din surse regenerabile: patru parcuri fotovoltaice, cu o capacitate instalata cumulata de 175,5 MW, si un parc eolian, cu o capacitate instalata de 121 MW, care include si un sistem de stocare a energiei electrice cu o capacitate de 60 MW.

In 2023 Grupul a finalizat achizitia a doua proiecte fotovoltaice, cu o capacitate instalata de 12 MWp DC (putere peak la nivelul panourilor) si 9,75 MW AC (putere evacuabila in retea) si respectiv cu o capacitate instalata de 27,1 MW. De asemenea, in anul 2024 Grupul a incheiat un contract de tip EPC (Engineering, Procurement & Construction) pentru dezvoltarea proiectului fotovoltaic "Satu Mare 2", proiectul avand finantare partiala din programul PNRR si stadiu avansat de executie. Totodata, Electrica a atras finantari nerambursabile in valoare de 3,4 mil. EUR prin PNRR pentru stocare de energie electrica cu o capacitate instalata de stocare de 69,93 MWh ce se va realiza in loc. Fantanele, judetul Mures. In primul trimsestru al anului 2025, Grupul a achizitionat si restul de parti sociale pana la 100% din capitalul social al Crucea Power Park S.R.L., si este in stadiu avansat pentru selectia contractorilor de tip EPC pentru proiectele Satu Mare 3 si Bihor.

Raportul consolidat al administratorilor la data si pentru perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2025 include principalele evenimente care au avut loc in aceasta perioada a exercitiului financiar curent (detaliate mai jos), precum si impactul acestora asupra raportarii contabile si asupra rezultatelor operationale ale Grupului. De asemenea, raportul include si evenimentele semnificative ulterioare datei de raportare.

Cifre cheie T1 2025: Investitii – Gradul mediu de realizare – DEER

Pentru anul 2025 s-au bugetat urmatoarele valori pentru filiala Distributie Energie Electrica Romania (DEER): planul CAPEX este de 970,8 mil. RON ce reprezinta 63% din totalul planului CAPEX al Grupului in valoare totala de 1.544,5 mil. RON. Planul PIF transmis la ANRE 797,8 mil. RON (din care: 734,2 mil. RON plan aferent anului 2025 si 63,6 mil. RON valori reportate aferente anului 2024) la care se adauga o valoare estimata de 160,7 mil. RON pentru lucrari suplimentare fata de planul ANRE.

Gradul mediu de executie al investitiilor CAPEX in primul trimestru al anului 2025 este de 100% din valoarea planificata la 3 luni (185,9 mil. RON estimat fata de 186,0 mil. RON planificat), respectiv 19% din valoarea anuala planificata.

Gradul mediu de realizare al investitiilor PIF pentru primul trimestru al anului 2025:

• Raportat la valorile bugetate: 100% din valoarea planificata la 3 luni (85,7 mil. RON fata de 86,0 mil. RON bugetat), respectiv 8,9% din valoarea bugetata anuala (85,7 mil. RON din 958,5 mil. RON), din care:

• grad realizare plan ANRE 2025: 100% din planul la 3 luni (56,7 mil. RON realizat din 57,0 mil RON planificat), respectiv 7,7% din valoarea bugetata anuala (56,7 mil. RON din 734,2 mil. RON);
• grad realizare lucrari suplimentare: 100% la 3 luni (23,0 mil. RON din 23,0 mil. RON solicitari), respectiv 14,3% din valoarea bugetata anuala (23,0 mil. RON din 160,7 mil. RON);
• grad realizare lucrari reportate din 2024 executate in 2025: 100% la 3 luni (5,9 mil. RON din 6,0 mil. RON), respectiv 9,3% din valoarea bugetata anuala (5,9 mil. RON din 63,6 mil. RON).
• Raportat la valorile aprobate de catre ANRE*:
  • grad realizare plan ANRE 2025, inclusiv lucrari suplimentare, raportat la Plan ANRE 2025: 140,6% din planul la 3 luni (79,8 mil. RON din 57,0 mil. RON), respectiv 10,9% din planul ANRE 2025 (79,8 mil. RON din 734,2 mil. RON);
  • grad realizare lucrari reportate in 2025 din plan ANRE 2024: 100% din planul la 3 luni (5,9 mil. RON din 6,0 mil. RON) respectiv 10,7% din valoarea totala planificata (5,9 mil. RON din 63,6 mil. RON).

*Gradul de realizare al investitiilor PIF, calculat conform ANRE = (Realizari Plan PIF an curent+Suplimentare)/ Plan PIF an curent

Figura 1 - Grad mediu de realizare PIF

Cifre cheie T1 2025: Financiar

Tabel 2: Rezultatul financiar consolidat T1 2025 vs T1 2024

(mil. RON)	3L 2025	3L 2024	Var (abs)	Var (%)
Venituri	2.519,3	2.234,0	285,4	12,8%
Alte venituri din exploatare	656,8	335,8	321,1	95,6%
Cheltuieli operationale	(2.862,8)	(2.320,4)	(542,4)	23,4%
EBITDA1	459,3	400,8	58,5	14,6%
EBIT	313,4	249,3	64,1	25,7%
Rezultat brut inainte de impozitare	233,8	169,8	64,0	37,7%
Rezultat net	195,7	127,7	68,0	53,2%

¹ EBITDA ajustata (Profitul inainte de dobanzi, impozitare, amortizare si depreciere sau EBITDA) este definita si calculata pornind de la profitul/(pierderea) inainte de impozitare ajustat(a) cu i) amortizarea si deprecierea/reluarea deprecierii imobilizarilor corporale si necorporale ii) ajustarile pentru activele detinute in vederea vanzarii si iii) rezultatul financiar. 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 companii 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 companii.

2.1. Evenimente cheie in perioada ianuarie – martie 2025 (T1 2025)

In perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2025, au avut loc urmatoarele evenimente principale:

Adunari Generale ale Actionarilor

In data de 5 februarie 2025 a avut loc fizic si online, AGOA si AGEA, prin platforma https://electrica.voting.ro/, cu un cvorum de 88,6024% din totalul drepturilor de vot, respectiv din capitalul social al Societatii in cazul AGOA si 88,5738% din totalul drepturilor de vot, respectiv din capitalul social al Societatii, pentru AGEA, care au aprobat, in principal:

• alegerea domnului Mihai Diconu in functia de administrator neexecutiv al Societatii pentru un mandat pana la 25 ianuarie 2028;
• aprobarea investitiei de 253 mil. EUR in parcul eolian "Crucea Est", cu o capacitate instalata in turbine de pana la 138 MW si o capacitate de stocare a energiei electrice proiectata de 60 MWh (15 MW x 4h), situat in jud. Constanta, in zona localitatilor Crucea si Pantelimon (proiect aflat in faza "ready-to-build") prin intermediul societatii detinute integral la data acestui raport de catre Crucea Power Park SRL, precum si acordarea de catre ELSA a unui imprumut al asociatului companiei Crucea Power Park SRL, in suma de pana la 253.000.000 EUR, in vederea finantarii lucrarilor de investitii necesare finalizari si operarii centralei electrice eoliene "Crucea Est";
• modificarea articolului 5 alin. (2) si (3) din Actul Constitutiv al Societatii Energetice Electrica S.A., in sensul actualizarii codului CAEN principal si al actualizarii si completarii codurilor CAEN aferente activitatilor secundare ale societatii, conform noilor reglementari legale.
• numirea firmei Deloitte Audit S.R.L. in calitate de auditor al Electrica S.A. cu privire la raportarea de durabilitate/declaratiei de sustenabilitate intocmita in conformitate cu cerintele Directivei (UE) 2022/2464 pentru o durata de contract de 2 ani, respectiv pentru exercitiile financiare 2024 si 2025.

Principalele Hotarari ale Consiliului de Administratie (CA) ELSA

In cadrul sedintei din 29 ianuarie 2025 CA ELSA l-a ales pe domnul Mihai Diaconu in calitate de Presedinte al Consiliului de Administratie incepand cu data de 1 februarie 2025, pe durata mandatului sau de administrator si a stabilit mentinerea componentei existente a comitetelor consultative ale Consiliului de Administratie pana la 31 decembrie 2025. CA ELSA a desfiintat de asemenea pozitiile de vicepresedinti ai Consiliului incepand cu data de 29 ianuarie 2025.

In data de 6 martie 2025 CA ELSA a convocat sedintele AGEA si AGOA in 29 aprilie 2025.

In data de 27 martie 2025, doamna Valentina Siclovan a renuntat la calitatea de membru al CA si de presedinte al Comitetului de Audit si Risc incepand cu data de 1 mai 2025 (30 aprilie fiind ultima zi de mandat).

Alte evenimente relevante

In data de 31 ianuarie 2025 a incetat efectiv, prin ajungerea la termen, al doilea mandat de 4 ani al Directorului Executiv al Directiei Distributie, dna Livioara Sujdea.

In data de 28 februarie 2025 Electrica a publicat Situatiile financiare consolidate preliminare pentru anul 2024.

In data de 6 martie 2025 Electrica a informat investitorii asupra unor neconcordante descoperite in procesele de plata la nivelul filialei sale Electrica Serv, cu un impact estimat la acel moment de maxim 1 milion lei. Pe langa sesizarea autoritatilor competente si a auditorului financiar si efectuarea controlului intern, directorul economic a fost revocat din functie, directorul general a fost suspendat prin consensul partilor pentru 30 de zile sau pana la clarificarea situatiei, iar conducerea executiva a fost reorganizata pentru a asigura continuitatea operationala si intarirea mecanismelor de control intern, pentru a putea preveni astfel de situatii in viitor.

In data de 27 martie 2025, Electrica a publicat Situatiile financiare consolidate si individuale pentru anul 2024, impreuna cu propunerea de dividend aferent anului 2024, precum si bugetul individual si consolidat pentru anul 2025.

In data de 28 martie 2025, Electrica a anuntat ca agentia Fitch Ratings a imbunatatit perspectiva ratingului Grupului Electrica la "Stabila" si a confirmat ratingul pe termen lung la 'BBB-'.

In data de 29 martie 2025, Electrica a publicat un comunicat privind opinia cu rezerve a auditorului asupra situatiilor financiare consolidate pentru anul 2024.

Lista completa a comunicatelor si a rapoartelor curente se regaseste pe website ELSA la adresa:

https://www.electrica.ro/investitori/rezultate-si-raportari/rapoarte-curente/

Tranzactii cu parti afiliate

In primele trei luni din anul 2025, ELSA a publicat 9 rapoarte curente conform art. 108 din Legea nr. 24/2017, referitoare la tranzactiile incheiate intre DEER – OPCOM, EFSA – OPCOM, DEER – EFSA, EFSA – Transelectrica, EFSA – SNN si EFSA – BRM, a caror valoare cumulata in cazul fiecarui raport depaseste pragul de 5% din activele nete ale ELSA, calculat in baza ultimelor situatii financiare individuale ale Electrica disponibile.

In data de 30 ianuarie 2025, ELSA publicat Raportul auditorului referitor la tranzactiile raportate in S2 2024 conform Art. 108 din Legea 24/2017 (R).

Toate aceste rapoarte curente, precum si cele ale auditorului se regasesc pe website ELSA la adresa: https://www.electrica.ro/investitori/rezultate-si-raportari/rapoarte-curente/

Achizitii de actiuni in cadrul filialelor

In data de 07 februarie 2025, ELSA a achizitionat si restul de parti sociale pana la 100% din capitalul social al Crucea Power Park S.R.L.

Totodata, in baza mandatului acordat de AGEA ELSA prin HAGEA nr. 1/05.02.2025, Adunarea Generala a Asociatilor societatii Crucea Power Park S.R.L. a aprobat proiectul de investitii derulat de catre Crucea Power Park S.R.L. "Construire parc eolian, retea electrica de medie tensiune, statie electrica de transformare parc, retea subterana de 110 KV, imprejmuire teren si racord la SEN (statie de transformare (110KV/400KV), racord LEA400KVA, Lucrari de intarire retea, Instalare capacitate de stocare a energiei electrice" – in comunele Crucea si Pantelimon, judetul Constanta (Proiectul eolian Crucea Est), cu o valoare totala a investitiei de pana la 253 mil. EUR, fara TVA si demararea implementarii investitiei.

Litigii raportate catre piata de capital

• Dosar ELSA nr. 341/2/2025 si dosar DEER nr. 321/2/2025

https://www.electrica.ro/wp-content/uploads/2025/01/ELSA\_RO\_Raport-curent\_Contestare-ordin-ANRE-97- 2024\_22ian2024\_BVB.pdf

• Dosar DEER nr. 167/1285/2025 https://www.electrica.ro/wpcontent/uploads/2025/03/ELSA\_RO\_RaportCurent\_Litigiu\_DEER\_24Mar2025\_BVB.pdf https://www.electrica.ro/wpcontent/uploads/2025/03/ELSA\_RO\_RaportCurent\_Litigiu\_DEER\_25Mar2025\_BVB.pdf

2.2. Cadru de reglementare semnificativ aplicabil

Segmentul de distributie

Pentru segmentul de distributie, schimbarile semnificative ulterioare ale legislatiei din Romania au fost detaliate in Anexa A.9.2.1.Pe baza acestor schimbari, efectele asteptate se refera la:

• Ordinul ANRE nr.1/2025 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, cu modificarile si completarile ulterioare:
  • ➢ modificarea si completarea prevederilor existente pentru asigurarea conformarii conditiilor cadru cu prevederile art. 66 alineatele (5) si (7) din Legea 123/2012;
  • ➢ introduce prevederi care sa creeze conditii astfel incat SMI realizate sa fie capabile sa atinga criteriile de performanta prevazute in privinta fiabilitatii si a acuratetei transmiterii si valorificarii datelor de masurare si de instrumentatie colectate si tranzitate prin elementele sistemului;
  • ➢ cresterea acuratetei si a relevantei monitorizarii procesului de implementare a SMI prin actualizarea anexelor corespunzatoare; s-au operat detalieri ai explicitari ale indicatorilor si parametrilor monitorizati; s-au introdus prevederi pentru intocmirea rapoartelor anuale de monitorizare intr-un mod unitar si suficient de detaliat pentru a se asigura vizibilitate asupra desfasurarii procesului de implementare a SMI;
  • ➢ fundamentarea propunerilor de modificare a calendarului de implementare a SMI intr-un mod unitar prin introducerea anexei nr. 6 la conditiile – cadru ce cuprinde structuri cadru de referinta pentru intocmirea memoriilor justificative si a analizelor cost – beneficiu prin care se fundamenteaza solicitarile de modificare a calendarului de implementare a SMI;
  • ➢ inlocuirea sintagmei "utilizatori integrati in SMI" cu "locurile de consum/de producere si consum integrate in SMI" si reformularea referirilor la integrarea in SMI astfel incat aceasta sa se refere la locurile de consum/de producere si consum; referirea la utilizatori se face numai in legatura cu informarea, drepturile si obligatiile;
  • ➢ includerea de prevederi pentru asigurarea accesului utilizatorilor ale caror locuri de consum/de producere si consum sunt integrate in SMI, la datele de consum nevalidate, in timp aproape real, in conformitate cu prevederile Legii.
• OUG nr. 21/2025 pentru modificarea si completarea titlului X din Legea nr. 227/2015 privind Codul fiscal, precum si pentru modificarea si completarea unor acte normative:
  • ➢ Impozitul pe constructii anual se calculeaza prin aplicarea unei cote de 0,5% asupra valorii nete a constructiilor, pentru care nu se datoreaza impozit pe cladiri/taxa pe cladiri potrivit prevederilor titlului IX, existente in patrimoniul contribuabililor la data de 31 decembrie a anului anterior/in ultima zi a anului fiscal modificat anterior celui pentru care se datoreaza impozitul pe constructii.

Segmentul de furnizare

Pentru segmentul de furnizare, schimbarile semnificative ulterioare ale legislatiei din Romania au fost detaliate in Anexa A.9.2.2.Pe baza acestor schimbari, efectele asteptate se refera la:

Conform dispozitiilor OUG nr. 6/2025 privind masurile aplicabile clientilor finali din piata de energie electrica in

perioada 1 aprilie 2025-30 iunie 2025, respectiv masurile aplicabile clientilor finali din piata de gaze naturale in perioada 1 aprilie 2025-31 martie 2026, precum si pentru modificarea si completarea unor acte normative din domeniul energiei cu modificarile si completarile ulterioare, durata de aplicare a schemei de sprijin prin Plafonare, initial valabila pana la 31 martie 2025, se prelungeste cu 3 luni pentru energie electrica (acoperind perioada 1 aprilie 2025 – 30 iunie 2025) si cu un an pentru gaze naturale, (acoperind perioada 1 aprilie 2025 – 31 martie 2026). Detalierea principalelor modificari se pot regasi in Anexa A.9.2.2..

Subventii de incasat

La 31 martie 2025, suma estimata pentru subventii era in valoare de 2.398,6 mil. RON (31 decembrie 2024: 1.976,7 mil. RON). Din valoarea subventiilor de incasat, suma de 1.114,0 mil. RON reprezinta cereri neincasate si depuse la autoritatile statului, din care 308,5 mil. RON este suma estimata a fi primita de la Ministerul Energiei, respectiv 805,5 mil. RON de la Agentia Nationala de Plati si Inspectie Sociala, iar suma de 1.284,6 mil. RON reprezinta cereri care nu au fost inca depuse la autoritatile statului pana la 31 martie 2025.

2.3. Evenimente ulterioare

In continuare sunt prezentate evenimentele relevante ce au avut loc la nivelul Grupului in perioada cuprinsa intre 31 martie 2025 si data prezentului raport.

Adunari Generale ale Actionarilor

In data de 29 aprilie 2025, au avut loc AGOA si AGEA, fizic si online prin platforma https://electrica.voting.ro/, cat si prin intermediul aplicatiei mobile Electrica IR, cu un cvorum de 89,9498% din totalul drepturilor de vot, respectiv din capitalul social al Societatii in cazul AGEA si 89,9442% din totalul drepturilor de vot, respectiv din capitalul social al Societatii, pentru AGOA, care au aprobat, in principal:

• Situatiile financiare individuale si consolidate pentru anul 2024, conform OMFP 2844/2016 si IFRS-EU, pe baza Raportului administratorilor, integrat cu Raportarea privind durabilitatea, si Raportului Auditorului;
• Propunerea Consiliului de Administratie al Electrica privind repartizarea profitului net al exercitiului financiar 2024, respectiv aprobarea valorii totale a dividendelor brute de 60 mil. RON si a valorii dividendului brut pe actiune de 0,1767 RON, precum si aprobarea datei platii dividendelor pentru exercitiul financiar 2024 ca fiind data de 27 iunie 2025. Ex-date este 3 iunie 2025, iar data de inregistrare este 4 iunie 2025;
• Bugetul de venituri si cheltuieli pentru anul 2025, la nivel individual si consolidat;
• Prelungirea mandatarilor acordate CA ELSA si CA EFSA pentru modificarea contractelor bancare, ale contractelor de finantare si/sau ale contractelor de garantie/garantiilor aferente contractelor de credit incheiate in cadrul plafoanelor aprobate prin HAGEA ELSA nr. 3/09.06.2022 pentru anul 2022, respectiv prin pct. 1 din HAGEA EFSA nr. 5/14.06.2022 pentru anul 2022, incluzand si nelimitandu-se la scopul, tipul, utilizarea, modificarea duratei creditelor si a garantiilor constituite.

Principalele Hotarari ale Consiliului de Administratie (CA) ELSA

In data de 29 aprilie 2025, CA Electrica l-a numit pe dl. Mihnea-Andrei Craciun in calitate de membru provizoriu al Consiliului de Administratie, incepand cu data de 1 mai 2025 pana la data urmatoarei Adunarii Generale Ordinare a Actionarilor (AGOA) sau pana cel tarziu la data de 30 aprilie 2026.

In data de 29 aprilie 2025, CA Electrica a hotarat modificarea componentei comitetelor sale consultative, incepand cu data de 1 mai 2025. Comitetele Consiliului de Administratie vor functiona in actuala componenta pana la data de 31 decembrie 2025, respectiv:

Comitetul de Audit si Risc:

• dl. Adrian Florin Lotrean Presedinte;
• dl. Ion Cosmin Petrescu Membru.
• dl. Mihai Diaconu Membru.

Comitetul de Nominalizare si Remunerare:

• dl. Adrian Florin Lotrean Presedinte;
• dl. Marian Cristian Mocanu Membru;
• dl. Ion Cosmin Petrescu Membru.

Comitetul de Strategie si Guvernanta Corporativa:

• dl. Marian Cristian Mocanu Presedinte;
• dl. Mihai Diaconu Membru;
• dl. Dragos Valentin Neacsu Membru;

Comitetul de Guvernanta Climatica si Politici Publice:

• dl. Dragos Valentin Neacsu Presedinte;
• dna. Georgiana Bogasievici Membru.
• dl. Marian Cristian Mocanu Membru.

In data de 29 aprilie 2025, CA Electrica a aprobat valoarea consolidata a Planului de Investitii (CAPEX) al Grupului pentru anul 2025, in suma totala de 1.544,5 mil. RON.

Alte evenimente relevante

In data de 22 aprilie 2025, Electrica a anuntat lansarea aplicatiei mobile Electrica IR pentru votul online in AGA. Aceasta este disponibila atat pe dispozitive mobile Android, cat si pe dispozitive Apple (incepand cu 13 mai 2025).

In data de 30 aprilie 2025, Electrica a primit o notificare privind depasirea pragului de detinere de 10% din drepturile de vot din partea NN Group N.V. (pana la 10,08%).

In data de 30 aprilie 2025, Electrica a anuntat semnarea unui credit sindicalizat in valoare de 3,1 miliarde RON, incluzand si o facilitate de credit destinata finantarii proiectelor verzi eligibile si sustinerii unui model de afaceri sustenabil. Creditul este structurat in patru facilitati de credit si va fi utilizat pentru refinantarea partiala a expunerii bancare existente, sustinerea planurilor de investitii in infrastructura si in dezvoltarea portofoliului de productie energie regenerabila.

In data de 7 mai 2025, Electrica a publicat indicatorii operationali cheie preliminari pentru T1 2025.

Tranzactii cu parti afiliate

Ulterior datei de 31 martie 2025, ELSA a publicat 2 rapoarte curente conform art. 108 din Legea nr. 24/2017, referitoare la tranzactiile incheiate intre DEER – EFSA si DEER - Hidroectrica, a caror valoare cumulata in cazul fiecarui raport depaseste pragul de 5% din activele nete ale ELSA, calculat in baza ultimelor situatii financiare individuale ale Electrica disponibile.

Litigii raportate catre piata de capital

• Dosar ELSA nr. 4825/3/2025, dosar EFSA nr. 4823/3/2025 si dosar FISE nr. 4820/3/2025 - In data de 24 aprilie 2025, Electrica a informat actionarii asupra faptului ca, in data de 23 aprilie 2025, i-a fost comunicata cererea de chemare in judecata ce face obiectul dosarului 4825/3/2025, actiune formulata de catre societatea Laser CO SRL, avand ca obiect incetarea utilizarii siglelor, plata de daune materiale si morale, in conditiile in care noua sigla pentru Electrica S.A. a fost aprobata prin hotararea Consiliului de Administratie nr.4/20.03.2001 si prin hotararea Adunarii Generale a Actionarilor nr.4/12.04.2001.

https://www.electrica.ro/wpcontent/uploads/2025/04/ELSA\_RO\_Raport\_curent\_actiune\_LaserCO\_24apr2025\_BVB.pdf

2.4. Sumar al indicatorilor financiari

Sumarul principalilor indicatori financiari este prezentat in continuare:

• In perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2025, EBITDA a crescut cu 58,5 mil. RON fata de perioada similara a anului 2024, inregistrand o valoare pozitiva de 459,3 mil. RON comparativ cu rezultatul pozitiv de 400,8 mil. RON al anului precedent;
• Cheltuielile de capital la T1 2025 au fost de 220,1 mil. RON, in scadere usoara cu aprox. 9,4% fata de 243,0 mil. RON in T1 2024, fiind corelate cu evolutia investitiilor realizate, aferente Bazei de Active Reglementate, si cu alocarea planului de investitii in timpul anului.
• Rezultatul operational inregistrat la T1 2025 este in valoare de 313,4 mil. RON, acesta inregistrand o crestere de 64,1 mil. RON comparativ cu aceeasi perioada a anului trecut, cand Grupul a inregistrat un profit operational de 249,3 mil. RON;
• Cheltuielile cu achizitia de energie electrica au crescut cu 562,4 mil. RON, sau 36,4%, la 2.105,5 mil. RON in perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2025, fata de 1.543,1 mil. RON in perioada comparativa, in principal ca rezultat al cresterii volumelor vandute cu 3,7% fata de perioada similara a anului 2024 si a cresterii costului de achizitie a energiei electrice pe segmentul de furnizare la care se adauga si cresterea preturilor de achizitie a energiei electrice cu 27% fata de primele 3 luni ale anului 2024 ca urmare a eliminarii in 2025 a mecanismului de achizitie centralizata MACEE si fiind contrabalansata de scaderea volumelor de energie electrica necesare pentru acoperirea CPT cu 12% fata de primele trei luni ale anului 2024.
• In T1 2025, veniturile din segmentul de furnizare de energie electrica au crescut cu 203,3 mil. RON, sau 12,6%, comparativ cu aceeasi perioada a anului trecut, la 1.818,1 mil. RON (din care 1.810,7 mil. RON venituri cu clienti externi grupului), in principal ca efect net al urmatoarelor 3 categorii: i) cresterea cantitatii de energie furnizata pe piata cu amanuntul cu 3,7%, ii) cresterea costului de achizitie ceea ce determina venituri din subventii mai mari si iii) modificarea data de noul ghid ANRE din data de 29 iulie 2024 cu privire la noul calcul al sumelor de recuperat din plafonare (subventii); contributia segmentului de furnizare la veniturile consolidate ale Grupului este in proportie de 71,9%;
• Veniturile din segmentul de distributie de energie s-au majorat cu 167,6 mil. RON, sau 14,8%, la 1.298,2 mil. RON (din care 684,2 mil. RON venituri cu clienti externi grupului), fata de T1 2024, in principal datorita cresterii volumului de energie electrica distribuita cu 4,8% fata de perioada anterioara, coroborat si cu cresterea de tarife incepand cu 01.01.2025 cu aprox. 12,5%; contributia segmentului de distributie de energie electrica la veniturile consolidate ale Grupului este de 27,2%.

2.5. Riscuri si incertitudini

Riscuri si incertitudini prezente la 31 martie 2025 si aspecte privind principalele riscuri si incertitudini care ar putea afecta activitatea Grupului si lichiditatea sa in urmatorul trimestru din 2025:

Descrierea riscului	Masuri de atenuare a impactului
Criza din Ucraina
• Razboiul ruso-ucrainean inceput in 2022 continua mentinandu-se la nivel regional criza resurselor datorita impunerii Rusiei a unei serii de restrictii la nivel international, Rusia fiind jucator important pe piata gazelor naturale in Europa. Totodata, atacurile Rusiei s-au apropiat de granita Romaniei, generand ideea posibilitatii unor atacuri si pe teritoriul Romaniei, actiune cu puternic impact politic datorita apartanentei la NATO. Posibilitate extinderii razboiului si pe teritorii alaturate Rusiei si Ucrainei ar accentua puternic criza deja instalata la nivel regional. • Grupul Electrica nu detine filiale si entitati afiliate pe teritoriul Ucrainei si nici nu detine alte expuneri relevante in tarile implicate direct in acest conflict. Din punct de vedere operational, achizitiile de energie si gaze naturale sunt facute preponderent de pe piata interna, disponibilitatea, provenienta si livrarea resurselor poate fi influentata de dinamica conflictului din regiune.	• Atenuarea impactului a fost posibila in activitatea de furnizare prin masurile de compensare si plafonare stabilite la nivel national. • In activitatea de distributie, impactul direct resimtit a fost vizibil prin pretul la care a putut fi achizitionata energia electrica aferenta consumului propriu tehnologic (CPT). Aceste influente negative se pot mentine si in urmatoarea perioada datorita volatilitatii pietei dar si a unor posibile viitoare reglementari cu impact direct in activitatea Grupului.
Riscuri fizice si Operationale
• Intreruperi ale Infrastructurii Critice Contextul Riscului: Infrastructura de distributie a energiei electrice a Electrica S.A. este vulnerabila la multiple amenintari. Sistemele critice, incluzand retelele de distributie, statiile de transformare si sistemele de control, se confrunta cu riscuri operationale semnificative. Aceste amenintari sunt amplificate de interdependentele crescande intre diferite componente ale sistemului energetic.	• Implementarea unui sistem avansat de monitorizare in timp real a infrastructurii critice • Dezvoltarea unui program comprehensiv de mentenanta predictiva; • Crearea unor sisteme redundante pentru functiile critice; • Modernizarea infrastructurii invechite cu tehnologii reziliente.
• Dezastre Naturale si Evenimente Meteorologice Contextul Riscului: Schimbarile climatice si fenomenele meteorologice extreme reprezinta amenintari crescande pentru infrastructura fizica. Furtunile severe, inundatiile si alte evenimente extreme pot cauza daune semnificative si intreruperi prelungite	• Consolidarea infrastructurii pentru rezistenta la conditii meteorologice extreme Implementarea unui sistem avansat de prognoza si • alerta timpurie • Dezvoltarea planurilor de contingenta specifice pentru diferite scenarii de dezastre (Entsoe);

Descrierea riscului	Masuri de atenuare a impactului
ale serviciului.	Investitii in solutii de protectie impotriva inundatiilor • si altor fenomene extreme.
Riscuri de securitate cibernetica si tehnologice
Amenintari Cibernetice • Contextul Riscului: Cresterea digitalizarii expune sistemele Electrica SA la amenintari cibernetice sofisticate. Atacurile pot viza atat sistemele IT, cat si infrastructura operationala (OT), cu potentiale consecinte severe pentru operatiunile de distributie.	• Crearea unui Centru de Operatiuni de Securitate (SOC) dedicat • Dezvoltarea programelor de constientizare si instruire in securitate cibernetica • Testare regulata a rezilientei sistemelor prin simulari de atacuri.
• Convergenta IT-OT Contextul Riscului: Integrarea crescanda intre sistemele IT si OT creeaza noi vulnerabilitati si complexitati in managementul securitatii. Aceasta covergenta necesita o abordare holistica a securitatii.	Implementarea unei arhitecturi de securitate • unificata pentru sistemele IT si OT; • Dezvoltarea protocoalelor specifice pentru managementul dispozitivelor IIoT; • Crearea unor zone de securitate segregate pentru sistemele critice; • Monitorizarea continua a punctelor intersectie IT-OT.
Riscul operational alte riscuri decat cele fizice si Cyber
• Deficit de Personal Calificat Contextul Riscului: Lipsa personalului specializat si imbatranirea fortei de munca existente reprezinta provocari majore pentru operatiunile continue si dezvoltarea viitoare. • Adaptarea la Noile Tehnologii (Inteligenta Artificiala) Contextul Riscului: Digitalizarea accelerata si implementarea noilor tehnologii necesita actualizarea continua a competentelor personalului.	• Dezvoltarea programelor de formare si mentorat • Parteneriate cu institutii de invatamant • Implementarea programelor de transfer de cunostinte; • Dezvoltarea unor pachete competitive de beneficii. • Crearea programelor de upskilling si reskilling • Implementarea platformelor de invatare digitala • Dezvoltarea culturii de inovatie si adaptare continua • Recrutarea specialistilor in tehnologii emergente.
Riscul de piata
• Riscul de piata se manifesta ca urmare a modificarii preturilor la energie si gaze naturale, a ratei de dobanda de referinta, precum preturile actiunilor, ratele de dobanda sau cursurile de schimb. Toate acestea pot impacta veniturile la nivelul Grupului Electrica sau valoarea detinerilor sale. • La nivel de Grup, riscul de piata se poate manifesta la in activtatea de distributie (DEER) prin cresterea preturilor in piata, respectiv volatilitatea pretului energiei achizitionate (cu impact financiar), denuntarea contractelor de catre furnizori si blocaje	• La nivelul activitatii de distributie (DEER), masurile luate pentru diminuarea riscurilor urmaresc imbunatatirea prognozei de consum propriu tehnologic (CPT) si incheierea de contracte bilaterale. • La nivelul activitatii de furnizare (EFSA) sunt implementate politici, proceduri si instrumente de administrare a riscurilor de piata pentru a gestiona si controla expunerile pe piata de energie electrica si gaze naturale. Aceste masuri se refera la: cresterea eficacitatii prognozei de consum prin

Descrierea riscului	Masuri de atenuare a impactului
in lanturile de aprovizionare. La nivelul activitatii de furnizare (EFSA) se manifesta prin riscul lipsei de oferte de vanzare de energie pe pietele forward (risc de volum) avand ca si consecinta o crestere a preturilor pe aceste piete precum si aparitia in portofoliu a unor expuneri in exces (pozitii lungi excedentare / pozitii scurte deficitare) la nivel orar, zilnic si saptamanal, banda, varf si gol, in conditiile unui trend fluctuant bullish / bearish.	profilarea orara a prognozei de vanzare atat cu prognoza de consum cat si cu consumurile detaliate cat mai exact posibil, formule de calcul si algoritmi, care sa statueze modul efectiv de ajustare al fiecarei date de intrare pentru determinarea prognozei de consum, aplicarea strategiei de hedging, identificarea trendului pietei in Pricing, monitorizarea surselor de informatii privind evolutia preturillor din regiune pentru produsele de interes.
Riscul de credit si de contrapartida
Riscul de credit reprezinta riscul producerii de pierderi • financiare in conditiile in care o contrapartida / un client nu isi indeplineste obligatiile contractuale de achitare a facturilor la scadenta acestora. • Riscul de contrapartida reprezinta si cunoasterea potentialilor parteneri de afaceri (clienti si furnizori) a reputatiei, a bonitati si a naturii afacerilor acestora, inainte de intrarea intr-o relatie contractuala. Are la baza respectarea cu strictete a prevederilor legale referitor la prevenirea spalarii banilor si combaterea finantarii terorismului • In activitatea de furnizare, riscul de contrapartida provine ca urmare a situatiei in care o contrapartida nu isi indeplineste obligatiile in conformitate cu termenii conveniti. Acest risc conduce la materializarea altor riscuri noi, respectiv: inlocuirea cantitatilor nelivrate (replacement risk) sau efect financiar (price risk). • In activitatea de distributie (DEER), riscul de contrapartida se manifesta prin posibila neindeplinire de catre partea contractanta a conditiilor contractuale de plata sau livrare de servicii si / sau livrare de bunuri, lucrari (inlcusiv mentenanta).	• Conducerea monitorizeaza si examineaza expunerea curenta, limitele de credit si ratingurile contrapartidelor, precum si provizioanele constituite. • Masurile luate de catre filiale pentru diminuarea acestui risc sunt adaptate riscurilor identificate privind contrapartidele. • Astfel, pentru furnizare, se urmareste diminuarea acestui risc prin diversificarea surselor de energie, reducerea nivelului de cantitati contractate pe fiecare contract, limitarea expunerii prin incheierea de contracte multiple, reducerea limitelor de tranzactionare cu contrapartile cu care EFSA are incheiate contracte EFET si care inregistreaza un rating redus din perspectiva managementul riscului, interogarea partenerilor cu privire la limitele de credit acordate. • Pentru distributie, masurile pe care DEER le urmareste se refera la includerea in contracte (energie, constructii) a unor clauze acoperitoare pentru activitatile specifice, asigurare / reasigurare pe tipuri de contracte, prevenirea incheierii de contracte cu furnizori care nu au bonitate, comunicarea interna eficienta si transparenta cu privire la incidentele aparute si raportarea acestora. • Contextul de piata actual, implica o presiune semnificativa pe capacitatea contrapartidelor din pata de energie de a asigura livrarea la timp sau de a efectua plata unor compensatii aferente.
Riscul de lichiditate
• Riscul de lichiditate reprezinta riscul ca Electrica SA sa nu isi poata indeplini obligatiile financiare ajunse la	• Electrica SA monitorizeaza atent, prin structurile de trezorerie, impactul si efectele asupra activitatii

Descrierea riscului	Masuri de atenuare a impactului
scadenta. Capacitatea de a continua activitatea este • dependenta de capacitatea filialelor sale de a-si continua activitatea. In special, pe partea de subventii, filiala de furnizare are valori neincasate materiale din schema de compensare si plafonare in vigoare, pentru care nu exista o certitudine cu privire la momentul incasarii, ceea ce poate afecta si activitatea DEER (filiala de distributie a Grupului) dar si activitatea ELSA.	companiilor si rezultatelor financiare si asigura resursele adecvate pentru a-si continua activitatea operationala. • De asemenea, Grupul depinde de incasarile de la Ministerul Energiei si Agentia Nationala pentru Plati si Inspectie Sociala, ca atare orice actiune depinde de entitatile de mai sus, fiind in imposibilitate sa intreprindem actiuni si masuri concrete. Pentru activitatea de furnizare (EFSA) se realizeaza • analize, proiectii si prognoze de cash-flow (implementare de module SAP Cash Management si Liquidity Planner). • La nivel de distributie (DEER) se realizeza monitorizari frecvente si atente ale datoriilor, plata obligatiilor cu respectarea termenelor de scadenta, limitarea platilor inainte de scadenta si analize privind atragerea de resurse externe de finantare si incasarea cu prioritate a creantelor scadente. • Capacitatea filialelor de a continua activitatea este dependenta de finalizarea cu succes a noilor contracte de imprumut si de incasarea subventiilor pentru filiala de furnizare.
Riscul de conformitate (legal si de reglementare)
• Pietele de energie si a gazelor naturale sunt reglementate de legislatia locala si europeana. • Aceste reglementari pot fi modificate sau pot fi interpretate diferit de catre autoritatile locale si pot afecta marjele de profit operationale ale participatiilor Electrica SA. • Acest risc este sustinut si de istoricul legislativ al ultimilor ani, care contine o serie de legi ce au impactat semnificativ preturile la energie si gaze naturale, elementele de plafonare, etc. • La nivel de Grup, riscul de conformitate care include cele doua componente (legal si de reglementare) a fost identificat ca si riscul aparitiei unor reglementari primare si/sau secundare impredictibile si cu aplicare imediata. Din acesta deriva si riscul ca schimbarile din mediul de reglementare sa afecteze strategia, operatiunile si rezultatele financiare ale filialelor si implicit ale ELSA, definind noi directii si noi cerinte de conformitate pe care companiile din Grup vor trebui sa le respecte.	• Electrica SA depune eforturi in vederea optimizarii eficientei operationale in conformitate cu reglementarile actuale si cele viitoare. • Impactul acestor reglementari este unul aproape de plaja maxima utilizata in evaluare cu consecinte imediate in profitabilitatea la nivel de grup. • La nivel de Grup, fiecare filiala urmareste astfel o serie de masuri prin care sa diminueze efectele negative ale acestor riscuri generate de schimbari legislative. Astfel, este evaluat impactul schimbarilor de reglementare preconizate, urmarindu-se daca este cazul, ajustarea rapida a strategiei si identificarea actiunilor optime pentru eliminarea/diminuarea impactului negativ.

2.6. Lichiditatea Grupului

La nivel de Grup, lichiditatea totala disponibila sub forma de numerar si limite descoperiri de cont la 31 martie 2025 era de 2,072 mil. RON, fapt datorat in principal nivelului mai redus de utilizare a limitelor descoperirilor de cont pe segmentele de distributie si furnizare. Nivelul numerarului efectiv la 31 martie 2025 era de 885 mil. RON, in crestere fata de perioada anterioara de raportare.

Dupa aprobarea plafonului de finantare de pana la 1,5 mld. RON pentru Electrica Furnizare prin Hot AGEA nr. 1 din 21 martie 2022, majorat la 1,7 mld. RON prin Hot AGEA nr. 3 din 9 iunie 2022 si al plafonului de 0,85 mld. RON prin Hot AGEA nr. 4 din 22 noiembrie 2023, Grupul a intreprins demersurile cu bancile partenere pentru contractarea unor linii suplimentare de credit in vederea asigurarii finantarii. In plus, structurile bancare de cash pooling permit Grupului sa optimizeze utilizarea lichiditatii intre companii si sa acopere rapid eventuale nevoi neprevazute de lichiditate.

Sursa: Electrica

Nivelul incasarilor, platilor si lichiditatii este monitorizat continuu si indeaproape la nivelul fiecarei companii din Grup si consolidat pentru a detecta orice deviatie din timp.

3. Structura Organizatorica

3.1. Structura Grupului

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, furnizarea de energie electrica catre consumatori casnici si non-casnici, segmentul de servicii aferente retelelor de distributie externe precum si segmentul privind productia de energie electrica din surse regenerabile.

In prezent, Grupul include compania mama a Grupului, Societatea Energetica Electrica S.A. ("ELSA") si urmatoarele filiale si entitati asociate:

• Distributie Energie Electrica Romania S.A. ("DEER"), rezultata in urma fuziunii prin absorbtie a filialelor Societatea de Distributie a Energiei Electrice Muntenia Nord ("SDMN"), Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Sud ("SDTS") cu Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Nord ("SDTN"), aceasta din urma in calitate de societate absorbanta. DEER este operatorul de distributie a energiei electrice 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). DEER detine licente de distributie exclusive pentru regiunile antementionate, ce au o perioada de valabilitate pana in anul 2027, cu posibilitatea de prelungire pentru o perioada de 25 de ani;
• Electrica Furnizare S.A. ("EFSA"), societate avand ca activitate principala furnizarea de energie electrica catre clientii finali. EFSA detine licenta de furnizare a energiei electrice care acopera intregul teritoriu al Romaniei, valabila pana in anul 2031. In vederea extinderii activitatilor economice ale EFSA in Ungaria, a fost acordata licenta de tranzactionare a energiei electrice de catre Autoritatea de Reglementare a Energiei si Utilitatilor Publice din Ungaria (MEKH) pentru Electrica Furnizare, prin Decizia nr. H879/2022. De asemenea, EFSA detine licenta de furnizare gaze naturale valabila pana in anul 2032;
• Electrica Serv S.A. ("SERV"), societate care incepand cu data de 30 noiembrie 2020 a absorbit Servicii Energetice Muntenia SA ("SEM"), in urma unui proces de fuziune. SERV furnizeaza servicii de reparatii si alte servicii conexe catre terti si diverse servicii catre companiile din grup (inchiriere auto, inchiriere cladiri etc.);
• Sunwind Energy S.R.L. ("SWE"), dezvolta proiectul fotovoltaic "Satu Mare 2" cu o capacitate instalata proiectata de 27 MW, situat in vecinatatea orasului Satu Mare si a devenit filiala la data de 21 martie 2022 ca urmare a detinerii de catre ELSA a 60% din partile sociale. Ulterior, in data de 24 martie 2023, ELSA a achizitionat si restul de parti sociale pana la 100%;
• New Trend Energy S.R.L. ("NTE"), dezvolta proiectul fotovoltaic "Satu Mare 3", cu o capacitate proiectata de 59 MW, situat in vecinatatea orasului Satu Mare si a devenit filiala la data de 27 mai 2022 ca urmare a detinerii de catre ELSA a 60% din partile sociale. Ulterior, in data de 12 iulie 2024, ELSA a achizitionat si restul de parti sociale pana la 100%;
• Foton Power Energy S.R.L. ("FPE"), dezvolta proiectul fotovoltaic "Bihor 1" cu o capacitate instalata proiectata de 77,5 MW, situat in vecinatatea municipiului Oradea si a devenit filiala la data de 31 iulie 2023 ca urmare a detinerii de catre ELSA a 60% din partile sociale. Ulterior, in data de 12 septembrie 2024, ELSA a achizitionat si restul de parti sociale pana la 100%.
• Crucea Power Park S.R.L. ("CPP"), 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 si a devenit filiala la data de 15 octombrie 2024 ca urmare a detinerii de catre ELSA a 60% din partile sociale. La data de 07 februarie 2025, ELSA a achizitionat si restul de parti sociale pana la 100% din capitalul social al Crucea Power Park S.R.L..

Tabel 3: Filiale ELSA

Filiala	Activitatea	Cod unic de inregistrare	Sediu social	% participatie la 31 martie 2025
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	99,9998444099934%
Electrica Serv S.A. ("SERV")	Servicii in sectorul energetic (intretinere, reparatii, constructii)	17329505	Bucuresti	99,99998095%
Sunwind Energy S.R.L. ("SWE")	Productia de energie electrica	42910478	Bucuresti	100%
New Trend Energy S.R.L. ("NTE")	Productia de energie electrica	42921590	Bucuresti	100%
Foton Power Energy S.R.L. ("FPE")	Productia de energie electrica	43652555	Bucuresti	100%
Crucea Power Park S.R.L. ("CPP")	Productia de energie electrica	25242042	Bucuresti	100%

Sursa: Electrica

Tabel 4: Entitatile asociate ELSA

Entitate asociata	Activitatea	Cod unic de inregistrare	Sediu social	% participatie la 31 martie 2025
Electrica Esyasoft Smart Solutions S.A.	Fabricarea de acumulatori si baterii	50993644	Bucuresti	25%

Sursa: Electrica

▪ Electrica Esyasoft Smart Solutions S.A. a fost inmatriculata la Oficiul Registrului Comertului Bucuresti in data de 5 decembrie 2024 (detinuta in proportie de 25% de Societatea Energetica Electrica SA si 75% de Esyasoft Enterprise Holding RSC LTD), ce se va concentra pe tehnologiile de retele inteligente (inclusiv solutii de stocare - baterii si digitalizare a retelelor).

Tabel 5: Alte titluri imobilizate detinute de catre ELSA

Societate	Activitatea	Cod unic de inregistrare	Sediu social	% participatie la 31 martie 2025
CCP.RO Bucharest S.A. ("CCP.RO")	Activitati de intermedieri financiare, exceptand activitati de asigurari si fonduri de pensii (managementul riscului prin produse derivate pe piata de energie)	41850416	Bucuresti	5,92%

Sursa: Electrica

In data de 8 decembrie 2022 s-a realizat subscrierea efectiva in valoare de 7,0 mil. RON echivalentul a 8,06% din capitalul social al companiei CPP.RO Bucharest S.A. dupa majorarea capitalului social, CCP.RO devenind astfel o investitie financiara detinuta de ELSA pe termen lung. Urmare finalizarii a trei procese de majorare a capitalului social al CCP.RO, procese la care ELSA nu a participat, detinerea ELSA s-a diminuat succesiv la 7,72%, 7,42%, respectiv 5,92%, procese derulate in baza aprobarilor AGEA CCP.RO din 29 mai 2023, 3 aprilie 2024 si 4 septembrie 2024.

3.2. Principalele elemente ale Planului Strategic pentru perioada 2024 – 2030

Rezultatele Strategiei corporative pentru perioada 2019-2023 au constituit punctul de plecare pentru analizele si dezbaterile necesare demersului de elaborare a Strategiei corporative pentru perioada 2024-2030. Consiliul de Administratie a aprobat noile directii si obiective strategice, documentul fiind disponibil pe pagina web a companiei la sectiunea Investitori > Elemente de strategie > Principalele elemente ale Strategiei Grupului Electrica pentru perioada 2024-2030 – document publicat in decembrie 2024.

Principalele obiective strategice asumate pentru Strategia Generala a Grupului sunt:

❖ Dezvoltarea capacitatii de productie si stocare a energiei.

Electrica isi propune extinderea capacitatii de productie si stocare de energie, concentrandu-se pe surse regenerabile si solutii inovative:

• Instalarea a 1.000 MW de capacitate din surse solare si eoliene pana in 2030;
• Implementarea de tehnologii avansate pentru eficientizarea productiei;
• Dezvoltarea unei capacitati de stocare de 900 MWh pana in 2030 pentru a sprijini integrarea regenerabilelor;
• Analiza solutiilor pentru productie predictibila in banda si stocarea avansata, inclusiv utilizarea hidrogenului.

❖ Dezvoltarea si modernizarea infrastructurii de distributie

Pentru integrarea surselor regenerabile si optimizarea retelei, Electrica prevede:

• Automatizarea completa a statiilor de transformare (100%) si a posturilor de transformare (15%) pana in 2030;
• Implementarea unei retele inteligente (smart grid) pentru monitorizarea si gestionarea fluxurilor de energie;
• Investitii de 3,7 miliarde lei in urmatorii 5 ani, conform planului de dezvoltare pe 10 ani.

❖ Diversificarea serviciilor oferite clientilor

Electrica isi propune sa introduca o gama variata de servicii pentru clienti B2B si B2C:

• Lansarea unor pachete pentru eficienta energetica, solutii pentru case inteligente si infrastructura pentru vehicule electrice;
• Extinderea regionala pe cel putin o noua piata pana in 2030.

❖ Optimizare operationala

Se urmaresc directii precum:

• Crearea unui program de management al performantei;
• Dezvoltarea unui sistem integrat de feedback pentru clienti;
• Implementarea solutiilor de mentenanta predictiva prin tehnologii digitale.

❖ Digitalizare si securitate cibernetica

Electrica planifica digitalizarea majoritatii proceselor (80% pana in 2030):

• Automatizarea interactiunii cu clientii si utilizarea AI;
• Consolidarea securitatii cibernetice prin strategii integrate si utilizarea de tehnologii avansate.
• ❖ Dezvoltarea competentelor si retentia angajatilor

Accentul cade pe:

• Programe de formare profesionala si colaborari cu mediul academic;
• Realinierea culturii organizationale pentru o mai buna armonizare cu valorile companiei.

❖ Practici ESG (Environmental, Social, Governance)

Electrica isi intensifica eforturile in directia sustenabilitatii:

• Reducerea amprentei de carbon si promovarea energiei regenerabile;
• Crearea unui mediu de lucru echitabil si implementarea initiativelor comunitare;
• Adoptarea celor mai bune practici de guvernanta corporativa si implementarea unui program robust de etica.

Aceste masuri demonstreaza angajamentul Electrica pentru un viitor sustenabil, bazat pe inovatie si eficienta. In plus fata de ariile de interes traditionale, respectiv distributia de energie electrica, furnizarea de energie electrica si gaze naturale si serviciile energetice, exista un interes ridicat pentru dezvoltarea de activitati noi, bazate pe tehnologie inovativa, continuand totodata monitorizarea si analiza oportunitatilor de crestere prin fuziuni sau achizitii. De asemenea, se urmareste o relatie mai apropiata cu clientii, bazata pe dezvoltarea competentelor, dar si pe o oferta de produse si servicii in linie cu nevoile acestora.

De asemenea, un rol important il vor avea optimizarea functiilor suport IT&C si alinierea la trendurile si solutiile specifice industriei. In acest context, dincolo de digitalizarea proceselor si integrarea lor in platforme informatice, sunt prevazute in zona de distributie dezvoltarea retelelor inteligente, integrarea contoarelor inteligente in ritmul planului lor de implementare, suport pentru operationalizarea prosumatorilor etc. In zona de furnizare, dezvoltarea unei interfete prietenoase cu clientii, automatizarea proceselor de contractare, de raportare si facturare si de schimb de date cu toti distribuitorii din Romania sunt elemente critice sustinute de IT&C in scopul asigurarii unor avantaje strategice segmentelor de afaceri ale Grupului.

Se continua imbunatatirea cadrului de guvernanta corporativa, cu urmarirea indeaproape a Planului de Actiune pentru Guvernanta Corporativa stabilit impreuna cu BERD inca din 2014. A fost aprobata infiintarea Comitetului de guvernanta climatica si politici publice in vederea pregatirii cadrului necesar implementarii unor initiative care sa contribuie la indeplinirea obiectivului UE de zero emisii de gaze cu efect de sera pana in 2050 si asigurarea rezilientei pe termen lung a societatilor din cadrul Grupului, din perspectiva modificarilor structurale potentiale ale mediului de afaceri, ce decurg din schimbarile climatice.

De la o cultura orientata pe proces la o cultura orientata pe rezultate si centrata pe client, prin leadership si imbunatatirea satisfactiei angajatilor, ne propunem realinierea culturii la viziunea, misiunea si valorile de baza ale organizatiei pentru a atinge obiectivele strategice propuse in orizontul 2024-2030.

Suntem dedicati cultivarii unei culturi care imbratiseaza diversitatea, ramanem angajati sa creem cele mai echitabile si mai incluzive locuri de munca, avansand reprezentarea diversitatii la fiecare nivel al organizatiei.

Prin transpunerea obiectivelor strategice generale in obiective si planuri de initiative specifice, le nivelul fiecarei filiale, organizatia se adapteaza la conditiile de piata, asteptarilor clientilor si ritmului rapid al tehnologiei astfel incat sa livreze valoare in mod constant.

3.3. Informatii cheie pe segmente

Segmentul de distributie

Informatii pentru perioada incheiata la 31 martie 2025:

• Baza Activelor Reglementate (BAR), in termeni nominali, cu inflatie 4% pentru anul 2025, estimata la sfarsitul primului trimestru al anului 2025 este de 8,4 mld. RON;
• 204.779 km de linii electrice 7.606 km pentru inalta tensiune ("IT"), 47.199 km pentru medie tensiune ("MT") si 149.973 km pentru joasa tensiune ("JT");
• Suprafata totala acoperita: 97.196 km2, 40,8% din teritoriul Romaniei;
• 3,98 mil. utilizatori deserviti pentru activitatea de distributie;
• 4,6 TWh de energie electrica distribuita in primul trimestru al anului 2025, in crestere cu 4,8% fata de primele 3 luni ale anului 2024.

Figura 2 - Distributia de energie electrica pe niveluri de tensiune (TWh)

Sursa: Electrica

Figura 3 - Analiza RBAR rezultat segmentul de distributie pentru anul 2025 (mil. RON)

Sursa: Electrica

*Totalul corectiilor care s-a reflectat in tarifele anului 2025 este in valoare de 15 mil. RON

Figura 4 - profit reglementat – rez. OMFP 1802/2014 bugetat pe segmentul de distributie pentru anul 2025 (mil. RON)

Totalul corectiilor care se reflecta in tarifele anului 2025 este pozitiv, in valoare de 15 mil. RON, si cuprinde: corectii ale venitului non-CPT negative in valoare de 29 mil. RON la care se adauga ajustari pozitive din rambursari in valoare de 23 mil. RON, si corectii ale venitului CPT pozitive in valoare de 21 mil. RON.

Corectia venitului non-CPT negativa in valoare de 29 mil. RON cuprinde corectiile aferente anului 2023, negative in valoare de 364 mil. RON si corectiile aferente PR4 pozitive in valoare de 336 mil. RON (din care corectia de inflatie PR4 este pozitiva in valoare de 313 mil. RON).

Corectiile venitului non-CPT aferente anului 2023 sunt reflectate pe componente in graficul de mai jos:

Figura 5 - Corectiile aprobate de ANRE care afecteaza tarifele anului 2025 (mil. RON)

Sursa: Electrica

Corectia aferenta costului suplimentar de CPT capitalizat din anul 2022, in valoare de 138 mil. RON, se reflecta in componenta CPT a tarifelor anului 2025.

Segmentul de furnizare

Date de piata (conform raport ANRE aferent lunii ianuarie 2025):

• Piata de furnizare este formata din segmentul concurential, serviciul universal (SU) si ultima instanta (UI);
• Segmentul de serviciu universal si cel de ultima instanta cuprind cinci furnizori desemnati la nivel national;
• Segmentul concurential cuprinde 88 de furnizori (inclusiv cei de ultima instanta cu activitate pe segmentul concurential al pietei cu amanuntul), dintre care 81 sunt relativ mici (<4% cota de piata).

Electrica Furnizare are o cota de piata totala de 17,16%, pe piata concurentiala avand o cota de piata de 12,12% (raport ANRE ianuarie 2025). Comparativ, in anul 2024, Electrica Furnizare a avut o cota de piata totala de 15,48% si o cota de piata concurentiala de 10,36% (raport ANRE decembrie 2024).

La 31 martie 2025, 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) 2 TWh de energie electrica, reprezentand o crestere de 0,6% fata de perioada similara anului anterior.

Segmentul de productie de energie electrica din surse regenerabile

Proiecte in faza de implementare

Pentru segmentul de productie, s-au demarat procedurile de elaborare a documentatiei pentru selectia prin procedura competitiva privind dezvoltarea proiectelor, respectiv:

• Crucea Power Plant S.R.L. proiectul parc eolian Crucea cu P=121 MWp (pana la 138 MW) si 60 MWh stocare;
• ELSA Proiect de stocare cu capacitate de 35/70 MWh Fantanele, dezvoltat intern.

Proiecte de investitii in faza de derulare

Procedurile competitive de selectie a contractorului general sunt in curs de derulare:

• New Trend Energy S.R.L. proiectul CEF Satu Mare 3 cu P=62,5 MWp;
• Foton Energy S.R.L. proiectul CEF Bihor 1 cu P=77,5 MWp;

Proiecte de investitii in faza de executie

Sunwind Energy S.R.L. - Proiectul Satu Mare 2, unde Electrica S.A. detine 100% din partile sociale, pentru proiectul CEF Satu Mare 2 cu P=27 MWp, avand o cofinantare nerambursabila din programul PNRR, la data acestui raport proiectul este in faza finala de executie, urmand ca dupa finalizarea de catre Operatorul de distributie a instalatiei de racordare, sa se urmeze pasii necesari pentru realizarea testelor de conformitate si obtinere licenta de exploatare comerciala a capacitatii de productie, in conformitate cu normele in vigoare.

Centrale functionale/operationale

• ELSA Centrala fotovoltaica Stanesti, cu o capacitate de 7,5 MWp (in operare comerciala);
• ELSA Proiectul Vulturul cu P=12 MWp unde s-au finalizat lucrarile si incepand cu data de 21 octombrie 2024 este racordat la Sistemul Energetic National si functioneaza in perioada de probe conform reglementarilor aplicabile. In prezent, s-au finalizat cu succes testele de proba si s-a obtinut certificatul de conformitate cu normele tehnice eliberat de operatorul de retea responsabil.

Suplimentar aspectelor mentionate anterior, se continua activitatile privind:

• Evaluarea de oportunitati de achizitii de proiecte noi privind productia de energie electrica din surse regenerabile si/sau incheierea de parteneriate prin achizitia de participatii majoritare in proiecte RES (deja dezvoltate de potentiali parteneri);
• Dezvoltarea unui proiect pentru productia de energie utilizand capacitati eficiente si flexibile utilizand gaze naturale (hydrogen ready);
• Activitatile de dezvoltare de proiecte pentru capacitati de stocare.

4. Structura Actionariat

Pana in luna iulie 2014, Statul Roman, prin Ministerul Economiei, Energiei si Mediului de Afaceri, 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, a avut loc o oferta publica secundara, 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.

In data de 22 iulie 2024 s-a inregistrat reducerea capitalului social cu 6.890.593 actiuni proprii detinute de Electrica in urma stabilizarii de dupa IPO din 2014, care aveau dreptul de vot suspendat. Astfel, incepand cu aceasta data, numarul total de drepturi de vot este egal cu numarul total de actiuni.

La data de 31 martie 2025, structura actionariatului, conform evidentelor Depozitarului Central, este prezentata in tabelul urmator.

Tabel 6: Structura actionariatului

Actionar	Numar de actiuni	Procent din capitalul social/ drepturi de vot (%)
Statul Roman prin Ministerul Energiei,	169.046.299	49,7850%
Bucuresti Romania
Banca Europeana pentru Reconstructie si	3.172.744	0,9344%
Dezvoltare
BNY MELLON DRS, New York, USA	1.934.808	0,5698%
Alte persoane juridice	150.866.366	44,4309%
Persoane fizice	14.532.787	4,2800%
TOTAL	339.553.004	100,0000%

Sursa: Depozitarul Central, Electrica

Nota 1: Total Actiuni – 339.553.004 (toate cu drept de vot).

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

Nota 3: NN Group NV detine, direct sau indirect, intre 10% si 15% 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.

Sursa: Depozitarul Central, Electrica

La sfarsitul lunii martie 2025, actiunile ELSA erau detinute de un numar total de 14.314 actionari, dintre care 243 persoane juridice si 14.071 persoane fizice din 29 de tari. Din totalul actiunilor, 94,57% (321.120.949 actiuni) erau detinute de investitori cu rezidenta in Romania. Astfel, actionarii straini detineau 5,43% din capitalul social (18.432.055 actiuni), cele mai mari ponderi fiind din partea actionarilor din SUA si Marea Britanie. Actionarii din Marea Britanie si Irlanda detineau 1,22% din capitalul social, iar cei din SUA detineau 2,52%, in aceasta categorie fiind inclusi si detinatorii de GDR-uri.

5. Rezultate operationale conform IFRS-EU

In tabelul urmator este prezentata situatia consolidata simplificata a profitului sau pierderii.

Tabel 7: Situatia consolidata a profitului sau pierderii (mil. RON)

Indicator	31 martie 2025	31 martie 2024 (nerevizuit si neauditat)	Variatie (abs.)
Venituri	2.519,3	2.234,0	285,4
Alte venituri din exploatare	656,8	335,8	321,1
Energie electrica si gaze naturale achizitionate	(2.105,5)	(1.543,1)	(562,4)
Cheltuieli cu constructia retelelor electrice in legatura cu acordurile de concesiune	(185,5)	(225,9)	40,4
Beneficiile angajatilor	(269,9)	(234,8)	(35,1)
Reparatii, intretinere si materiale	(37,1)	(16,9)	(20,3)
Amortizarea imobilizarilor corporale si necorporale	(145,7)	(151,4)	5,8
Ajustari pentru deprecierea creantelor comerciale si a altor creante, net	(16,7)	(21,6)	4,9
Alte cheltuieli de exploatare	(102,3)	(126,7)	24,4
Profit din exploatare	313,4	249,3	64,1
Venituri financiare	4,3	1,6	2,7
Cheltuieli financiare	(83,9)	(81,1)	(2,8)
Rezultatul financiar net	(79,6)	(79,5)	(0,1)
Cota parte din rezultatul asociatilor	-	(0,0)	-
Profit inainte de impozitare	233,8	169,8	64,0
Cheltuiala cu impozitul pe profit	(38,1)	(42,1)	4,0
Profit net	195,7	127,7	68,0

Sursa: Electrica

Indicatori financiari cheie pentru perioada incheiata la 31 martie 2025:

• Venituri: 3,2 mld. RON, in crestere cu 606,4 mil. RON comparativ cu T1 2024;
• EBITDA: 459,3 mil. RON, in crestere cu 58,5 mil. RON comparativ cu aceeasi perioada a anului trecut;
• EBIT: 313,4 mil. RON, in crestere cu 64,1 mil. RON fata de T1 2024;
• EBT: 233,8 mil. RON, in crestere cu 64,0 mil. RON fata de T1 2024;
• Rezultat net: profit de 195,7 mil. RON, in crestere cu 68,0 mil. RON fata de T1 2024.

Venituri si alte venituri din exploatare

In perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2025 si respectiv la 31 martie 2024, Electrica a inregistrat venituri si alte venituri din exploatare in valoare de 3.176,2 mil. RON si respectiv 2.569,7 mil. RON, ceea ce reprezinta o crestere cu aprox. 606,4 mil. RON, sau 23,6%; variatia veniturilor este o crestere de 285,4 mil. RON datorata cresterii volumelor distribuite si furnizate, iar evolutia altor venituri din exploatare reprezinta in principal subventii (valori de recuperat ca urmare a aplicarii plafonarii preturilor la energie electrica) recunoscute de catre filiala de furnizare (EFSA). Alte venituri din exploatare au inregistrat in T1 2025 comparativ cu T1 2024, o crestere de 321,1 mil. RON datorata cresterii costului de achizitie ceea ce determina venituri din subventii mai mari.

In data de 29 iulie 2024, ANRE a actualizat ghidul calculului sumelor de recuperat din plafonarea ce se realizeaza in baza prevederilor OUG 27/2022, incepand cu 1 ianuarie 2024, modul de alocare a dezechilibrelor si modul de alocarea a contractelor intre categoriile de clienti FUI/nonFUI sunt actualizate. Astfel, veniturile din subventii la 31 martie 2025 au fost de 622,7 mil. RON comparativ cu 302,2 mil. RON inregistrat in aceeasi perioada a anului 2024.

Aditional, Ordonanta de Urgenta nr. 32/2024, s-a modificat si a completat OUG nr. 27/2022, iar pentru perioada 1 aprilie 2024 - 31 decembrie 2024 s-a modificat MACEE, astfel incat producatorii vor vinde voluntar catre OPCOM la pretul de 400 RON/MWh iar OD cumpara energie electrica de la OPCOM la pretul de 400 RON/MWh.

Ordonanta de Urgenta nr. 32/2024, s-a modificat si a completat OUG nr. 27/2022, astfel incat MACEE a fost functionala doar pana la data de 31 decembrie 2024.

Venituri

Figura 7 - Venituri T1 2025 si informatii comparative (mil. RON)

Sursa: Electrica

Veniturile au inregistrat o crestere de 285,4 mil. RON, sau 12,8%, fiind efectul net al urmatorilor factori principali:

• crestere cu 203,3 mil. RON pe segmentul de furnizare;
• evolutia interna (din Grup): veniturile eliminate la consolidare in cadrul grupului au crescut cu 92,0 mil. RON;
• cresterea cu 167,6 mil. RON a veniturilor din segmentul de distributie;
• crestere cu 4,5 mil. RON a veniturilor din segmentul de servicii energetice;
• crestere cu 2,0 mil. RON a veniturilor din segmentul de productie energie electrica.

In perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2025, veniturile din segmentul de distributie de energie electrica au crescut cu aprox. 167,6 mil. RON, sau 14,8%, la 1.298,2 mil. RON, de la 1.130,6 mil. RON in aceeasi perioada a anului trecut, ca rezultat al urmatorilor factori:

• impact favorabil de aprox. 204,3 mil. RON, din cresterea de tarife pe segmentul de distributie ce a fost datorat ordinului ANRE nr. 97/2024 in care tarifele de distributie au fost mai mari cu aprox. 12,5% fata de tarifele la 1 ianuarie 2024, efect pozitiv la care se adauga cresterea volumelor de energie electrica distribuita cu aprox. 4,8%;
• impact nefavorabil din evolutia veniturilor recunoscute in conformitate cu IFRIC 12, cu o valoare de 36,8 mil. RON comparativ cu aceeasi perioada a anului trecut.

In ceea ce priveste segmentul de furnizare, veniturile din furnizarea de energie electrica si gaze naturale au crescut cu 203,3 mil. RON, sau 12,6%, la 1.818,1 mil. RON in T1 2025, de la 1.614,9 mil. RON in T1 2024.

Variatia veniturilor aferente segmentului de furnizare este generata in principal de cresterea cantitatii de energie furnizata pe piata cu amanuntul cu 3,7%; ii) cresterea costului de achizitie ceea ce determina venituri din subventii mai mari si iii) modificarea data de noul ghid ANRE din data de 29 iulie 2024 cu privire la noul calcul al sumelor de recuperat din plafonare (subventii).

Energie electrica si gaze naturale achizitionate

In T1 2025, cheltuiala cu energia electrica si gaze naturale achizitionate la nivel de Grup a crescut cu 562,4 mil. RON, sau 36,4%, la 2.105,5 mil. RON, de la 1.543,1 mil. RON in perioada comparativa.

Aceasta variatie este generata in principal de cresterea costurilor energiei electrice pe segmentul de furnizare, cat si de cresterea costurilor cu energia electrica pentru acoperirea CPT.

Tabelul de mai jos prezinta structura cheltuielilor cu energia electrica si gaze naturale achizitionate pentru perioadele indicate.

Tabel 8: Structura cheltuielilor cu energia electrica si gaze naturale achizitionate (mil. RON)

Perioada de trei luni incheiata la 31 martie	2025	2024	%
Energie electrica achizitionata pentru acoperirea pierderilor de retea	420,7	315,5	33,4%
Energie electrica si gaze naturale achizitionata pentru furnizare	1.437,2	1.006,3	42,8%
Servicii de transport si de sistem aferente activitatii de furnizare	95,1	77,6	22,6%
Marfuri achizitionate	6,0	-	100%
Certificate verzi	146,5	143,7	1,9%
Total energie electrica si gaze naturale achizitionate	2.105,5	1.543,0	36,5%

Sursa: Electrica

Segmentul de furnizare

Costul cu energia achizitionata pentru furnizare (inclusiv certificate verzi, servicii de transport si de sistem) a crescut cu 451,3 mil. RON, sau 36,8%, la 1.678,8 mil. RON in T1 2025, de la 1.227,5 mil. RON inregistrate in T1 2024.

In 2021, dupa liberalizarea completa a pietei de energie, preturile de achizitie au fost aproximativ aceleasi atat pe segmentul concurential, cat si pe cel de serviciu universal si FUI. Piata de achizitie a inregistrat incepand cu finalul lunii martie 2021, cresteri semnificative, manifestate la nivel international si determinate de contextul economic si politic international. Astfel, cresterea inregistrata in piata de achizitie a fost transferata catre clientii finali, in limitele permise de legislatia in vigoare si de contractele incheiate cu clientul final.

De precizat faptul ca furnizorii de energie se afla in imposibilitatea rezilierii contractelor existente conform Legii energiei electrice si a gazelor naturale nr. 123/2012, in baza Art. 57.

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 refacturat.

Segmentul de distributie

In ceea ce priveste segmentul de distributie, in perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2025, costul energiei electrice achizitionate pentru acoperirea CPT a crescut cu 105,2 mil. RON, sau 33,4%, la 420,7 mil. RON, de la 315,5 mil. RON, evolutia fiind generata de cresterea preturilor de achizitie a energiei electrice cu 27% fata de primele 3 luni ale anului 2024 ca urmare a eliminarii in 2025 a mecanismului de achizitie centralizata MACEE, acest efect fiind contrabalansat de scaderea volumelor de energie electrica necesare pentru acoperirea CPT cu 12% fata de primele trei luni ale anului 2024.

Cheltuieli cu constructia retelelor electrice

In T1 2025, cheltuielile cu constructia retelelor electrice au scazut cu aprox. 40,4 mil. RON, sau 17,9%, la 185,5 mil. RON, de la 225,9 mil. RON in perioada comparativa, fiind corelate cu evolutia investitiilor realizate, aferente Bazei de Active Reglementate, si cu alocarea planului de investitii in timpul anului.

Beneficiile angajatilor

Cheltuielile cu salariile si beneficiile angajatilor au inregistrat o crestere cu 35,1 mil. RON, sau 15,0%, la 269,9 mil. RON in T1 2025, de la 234,8 mil. RON in T1 2024, determinata in principal de cresterea unor beneficii negociate prin CCM.

Alte cheltuieli de exploatare

In primele trei luni din 2025, alte cheltuieli din exploatare au inregistrat o scadere de 24,4 mil. RON, sau 19,2%, ajungand la 102,3 mil. RON, de la 126,7 mil. RON in aceeasi perioada a anului 2024.

EBITDA si marja EBITDA

EBITDA grupului a crescut cu aprox. 58,5 mil. RON comparativ cu aceiasi perioada a anului precedent, ajung la valoarea de 459,3 mil. RON in 2025, de la 400,8 mil. RON in 2024.

Figura 8 - EBITDA si marja EBITDA pentru T1 2025 si informatii comparative (mil. RON si %)

0.0 % 2.0 % 4.0 % 6.0 % 8.0 % 10. 0% 12. 0% 14. 0% 16. 0% 18. 0% 20. 0%

Sursa: Electrica

Rezultatul operational

Rezultatul operational (EBIT) al Grupului a crescut cu 64,1 mil. RON, comparativ cu aceeasi perioada a anului trecut, de la 249,3 mil. RON la 313,4 mil. RON. Marja EBIT a crescut de la 11,2% in T12024 la 12,4% in T1 2025.

Figura 9 - EBIT si marja EBIT pentru T1 2025 si informatii comparative (mil. RON si %)

Sursa: Electrica

Rezultatul financiar net

Rezultatul financiar net la nivel de grup s-a mentinut la aproximativ acelasi nivel in T1 2025 (-79,6 mil. RON) comparativ cu T1 2024 (-79,5 mil. RON).

Rezultatul net al perioadei

Ca urmare a factorilor prezentati mai sus, in perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2025, rezultatul net a inregistrat un profit crescut cu 68,0 mil. RON, ajungand la 195,7 mil. RON, de la 127,7 mil. RON in perioada comparativa.

0.0 % 1.0 % 2.0 % 3.0 % 4.0 % 5.0 % 6.0 % 7.0 % 8.0 % 9.0 %

Sursa: Electrica

Figura 11 - Analiza rez. net reglementat - OMFP 1802/2014 – IFRS(EU) segmentul de distributie la T1 2025 (mil. RON)

Sursa: Electrica

Rezultatul reglementat pozitiv de 241,0 mil. RON nu include efectul capitalizarii deviatiei negative a costului de CPT – in valori realizate aceasta a fost de 42 mil. RON, determinata pentru cantitatea de CPT realizata in primul trimestru a anului 2025.

6. Pozitia financiara conform IFRS-EU

In tabelul ce urmeaza este prezentata situatia consolidata a pozitiei financiare (sume in mil. RON):

Tabel 9: Pozitia financiara (mil. RON)

mil. RON	31 martie 2025	31 decembrie 2024 (auditat)	Variatie (abs.)
ACTIVE
Active imobilizate
Imobilizari necorporale privind acorduri de concesiune	6.748,4	6.678,2	70,1
Alte imobilizari necorporale	32,0	31,3	0,7
Imobilizari necorporale - fond comercial	49,8	49,8	-
Imobilizari corporale	750,2	736,9	13,3
Investitii in entitati associate	0,0	0,0	-
Alte investitii	7,0	7,0	-
Creante privind impozitul amanat	91,0	84,6	6,4
Alte active imobilizate	2,8	4,4	(1,6)
Active aferente drepturilor de utilizare	45,8	39,4	6,4
Total active imobilizate	7.726,9	7.631,7	95,3
Active circulante Creante comerciale	3.599,2	3.675,7	(76,5)
Alte creante	89,5	74,7	14,8
Numerar si echivalente de numerar	884,6	454,5	430,2
Subventii de incasat	2.398,6	1.976,7	421,9
Stocuri Cheltuieli in avans	76,8 24,0	111,9 5,1	(35,1) 19,0
Creante privind impozitul pe profit curent	7,8	8,9	(1,1)
Active detinute in vederea vanzarii	0,3	0,3	-
Total active circulante	7.081,0	6.307,7	773,3
Total active	14.807,9	13.939,4	868,5
CAPITALURI PROPRII SI DATORII
Capitaluri proprii
Capital social	3.395,5	3.395,5	-
Prime de emisiune	103,0	103,0	-
Actiuni proprii	-	-	-
Contributii ale actionarilor in natura	0,0	0,0	-
Rezerva din reevaluare	148,4	150,3	(1,9)
Rezerve legale	490,8	490,8	-
Rezultat reportat	1.758,4	1.561,3	197,1
Total capitaluri proprii atribuibile actionarilor companiei	5.896,2	5.701,0	195,2
Interese care nu controleaza	0,0	(0,0)	-
Total capitaluri proprii	5.896,2	5.701,0	195,2

mil. RON	31 martie 2025	31 decembrie 2024 (auditat)	Variatie (abs.)
Datorii
Datorii pe termen lung
Leasing pe termen lung	35,6	34,4	1,3
Datorii privind impozitul amanat	140,5	128,2	12,3
Beneficiile angajatilor	162,7	162,7	-
Alte datorii	33,8	45,7	(11,9)
Imprumuturi bancare pe termen lung	3.001,4	1.824,5	1.176,9
Total datorii pe termen lung	3.373,9	2.195,4	1.178,5
Datorii curente
Leasing pe termen scurt	14,5	7,4	7,1
Descoperiri de cont	1.897,4	2.490,6	(593,2)
Datorii comerciale	1.249,4	1.146,4	103,0
Alte datorii	1.598,9	1.585,9	13,1
Venituri amanate	1,9	6,6	(4,8)
Beneficiile angajatilor	116,0	150,9	(34,9)
Provizioane	75,4	75,9	(0,5)
Datorii privind impozitul pe profit curent	44,7	13,5	31,2
Portiunea curenta a imprumuturilor bancare pe termen lung	539,7	565,8	(26,1)
Total datorii curente	5.537,9	6.043,0	(505,2)
Total datorii	8.911,8	8.238,4	673,3
Total capitaluri proprii si datorii	14.807,9	13.939,4	868,5

Sursa: Electrica

Pragul de materialitate stabilit intern la nivelul Grupului in analiza principalilor indicatori (mai jos) este in valoare de 23,0 mil. RON, reprezentand 5% din EBITDA.

Active imobilizate

Activele imobilizate au crescut cu 95,3 mil. RON in 2025, de la 7.631,7 mil. RON la 31 decembrie 2024, la 7.726,9 mil. RON la 31 martie 2025, aceasta variatie fiind in principal efectul cumulat al:

• cresterii cu 70,1 mil. RON a investitiilor in retea efectuate de filialele de distributie;
• cresterii cu 13,3 mil. RON a imobilizarilor corporale, in principal datorita dezvoltarii parcurilor de productie din resurse regenerabile (lucrari de investitii in curs);

Active circulante

In 2025, activele circulante au crescut cu 773,3 mil. RON comparativ cu decembrie 2024, de la 6.307,7 mil. RON la 7.081,0 mil. RON, aceasta evolutie, in principal, se datoreaza de cresterii soldului subventiilor de primit la 31 martie 2025 cu 421,9 mil. RON comparativ cu 31 decembrie 2024, al cresterii numerarului si echivalentelor de numerar cu 430,2 mil. RON, efect diminuat de scaderea cu 76,5 mil. RON a creantelor comerciale si scaderea cu 35,1 mil. RON a stocurilor.

Creante comerciale

Creantele comerciale includ in principal facturile nedecontate emise pana la data de raportare pentru furnizarea si distributia de energie electrica si servicii, penalitati pentru intarziere la plata si creante estimate aferente energiei electrice livrate si serviciilor prestate pana la sfarsitul anului, dar facturate in perioada ulterioara sfarsitului de an.

Creantele comerciale au scazut cu 76,5 mil. RON in 2025, de la 3.675,7 mil. RON, la 3.599,2 mil. RON la 31 martie 2025.

Numerar si echivalente de numerar

Numerarul si echivalentele de numerar includ soldurile numerarului, depozitelor la vedere si conturile curente la banci.

Valoarea numerarului si echivalentelor de numerar a crescut cu 430,2 mil. RON, de la 454,5 mil. RON la 31 decembrie 2024 la 884,6 mil. RON la 31 martie 2025.

Tabel 10: Numerar si echivalente de numerar

(mil. RON)	31 martie 2025	31 decembrie 2024
Conturi curente la banci	284,6	330,1
Depozite la vedere	599,4	123,9
Numerar	0,6	0,5
Total numerar si echivalente de numerar	884,6	454,5

Sursa: Electrica

Datorii pe termen lung

Datoriile pe termen lung au crescut de la 2.195,4 mil. RON la 31 decembrie 2024 la valoarea de 3.373,9 mil. RON la 31 martie 2025.

Aceasta evolutie este un efect net al variatiei principalelor categorii de datorii pe termen lung, dintre care cea mai semnificativa o inregistreaza cresterea soldurilor imprumuturilor pe termen lung a filialei de distributie (Credit de investitii acordat de catre Banca Europeana pentru Investitii "BEI") care a efectuat in T1 2025 inca 2 trageri comparativ cu finalul anului in valoare de 1.070,3 mil. RON.

Datorii curente

In primele 3 luni ale anului 2025, datoriile curente au scazut cu 505,2 mil. RON, ajungand la valoarea de 5.537,9 mil. RON, de la 6.043,0 mil. RON la sfarsitul anului 2024, in principal ca urmare a evolutiei categoriilor enumerate mai jos.

Descoperiri de cont

Descoperirile de cont au inregistrat o scadere de 593,2 mil. RON in primele 3 luni ale anului 2025 de la 2.490,7 mil. RON la 31 decembrie 2024 la 1.897,4 mil. RON la 31 martie 2025 datorata utilizarii tragerii imprumutului cu BEI, refinantand o parte din sumele utilizate din alte linii pentru proiectele de investitii.

Datorii comerciale

La 31 martie 2025, datoriile comerciale au crescut cu aproximativ 103,0 mil. RON, la 1.249,4 mil. RON, de la 1.146,4 mil. RON la 31 decembrie 2024.

7. Perspectivele cadrului de reglementare si impactul asupra pietei de energie

Segmentul de distributie

Pentru segmentul de distributie, schimbarile semnificative ale legislatiei din Romania au fost detaliate la capitolul 2.2. Cadru de reglementare aplicabilsi in Anexa A.9.2.1.

In 2022, conform ordonantei de urgenta a Guvernului (OUG) nr. 119/2022, costurile suplimentare cu achizitia de energie electrica (determinate ca diferenta intre costurile realizate si costurile incluse in tarifele de distributie aprobate), realizate in perioada 1 ianuarie 2022 – 31 august 2023, in vederea acoperirii CPT, fata de costurile incluse in tarifele reglementate (si nu doar imprumuturile), se capitalizeaza trimestrial si se remunereaza cu 50% din rata reglementata de rentabilitate (RRR) aprobata de ANRE, aplicabila pe perioada de amortizare a respectivelor costuri si se recunosc ca o componenta distincta in tarifele reglementate, denumita componenta aferenta costurilor suplimentare cu CPT. De asemenea, ANRE a elaborat Normele metodologice privind recunoasterea in tarife a costurilor suplimentare cu achizitia de energie electrica pentru acoperirea consumului propriu tehnologic fata de costurile incluse in tarifele reglementate, cu scopul de a stabili modul de fundamentare a costurilor suplimentare cu achizitia de energie electrica pentru acoperirea CPT precum si conditiile de recunoastere a acestora in venitul reglementat pe baza caruia se stabilesc tarifele de distributie.

Potrivit Ordonantei de Urgenta nr.153/2022, in perioada 1 ianuarie 2023 - 31 martie 2025 se instituie mecanismul de achizitie centralizata de energie electrica, OPCOM fiind desemnat achizitor unic. Operatorii de distributie ("OD") vor cumpara de la OPCOM prin mecanism anual/lunar 75% din cantitatea prognozata si validata de ANRE la pretul de 450 RON/MWh, iar producatorii vor vinde catre OPCOM prin mecanism anual/lunar 80% din cantitatea prognozata si validata de ANRE si Transelectrica la pretul de 450 RON/MWh.

Ordonanta de Urgenta nr. 32/2024, s-a modificat si a completat OUG nr. 27/2022, iar pentru perioada 1 aprilie 2024 - 31 decembrie 2024 s-a modificat MACEE, astfel incat producatorii vor vinde voluntar catre OPCOM la pretul de 400 RON/MWh iar OD cumpara energie electrica de la OPCOM la pretul de 400 RON/MWh.

Ordonanta de Urgenta nr. 32/2024, s-a modificat si a completat OUG nr. 27/2022, astfel incat MACEE a fost functionala doar pana la data de 31 decembrie 2024.

Metodologia de stabilire a tarifelor de distributie aprobata prin Ordinul ANRE nr.67/2024, stabileste cadrul de reglementare pentru perioada a cincea de reglementare (PR5) si modalitatea de stabilire a veniturilor reglementate si a rentabilitatii activelor filialei de distributie. Veniturile reglementate ale OD se compun din: (i) venituri nonCPT care se recupereaza prin tarifele aplicate consumatorilor si (ii) venituri CPT care se recupereaza atat de la consumatori cat si de la producatorii de energie electrica.

Pentru PR5 valoarea RRR aprobata este de 6,94%, fiind acordate urmatoarele stimulente sau penalizari si reduceri ale RRR:

• Stimulente de 1,0% pentru investitiile in retea care depasesc 85% din amortizarea reglementata, de 0,5% pentru investitii in retea finantate din fonduri UE nerambursabile si de 0,5% in functie de nivelul de performanta realizat de OD cu privire la dezvoltarea unei retele inteligente care sa promoveze eficienta energetica si integrarea energiei produse din surse regenerabile, in raport cu valorile unui set de indicatori care se vor aproba conform unei metodologii elaborate de ANRE.
• Penalizare de 0,5% corelat cu performantele retelei inteligente.
• Reducere de 2% pentru cladiri si dotari care nu contribuie la imbunatatirea RED

Segmentul de furnizare

Segmentul de furnizare se va concentra pe diversificarea activitatii prin oferte si servicii adaptate nevoilor clientilor, pe eficienta operationala prin procese optimizate de vanzare si de achizitie a energiei electrice si pe orientarea catre clienti si maximizarea satisfactiei acestora. Sunt vizate cresterea segmentului de furnizare, oferirea de solutii cu valoare adaugata (produse si servicii) si digitalizarea operatiunilor si proceselor specifice.

A se avea in vedere faptul ca functie de alti factori care nu sunt disponibili la data acestui raport (de ex. reglementari si legislatie in curs de modificare) sau care nu au fost prezentati mai sus, sau care nu au fost luati in considerare de Grup, pot aparea si pot avea un impact semnificativ in implementarea si evolutia strategiei Grupului.

Cadrul de reglementare a suferit schimbari semnificative in ultimul deceniu, incluzand liberalizarea pietelor de energie electrica si gaze naturale, separarea activitatilor de furnizare si distributie, implementarea schemei suport pentru energia regenerabila, sprijinirea prosumatorilor de energie electrica si plafonarea preturilor la clientii finali.

In anul 2025, pretul este stabilit de furnizori prin mecanisme de piata libera, atat pentru ofertele de serviciu universal cat si pentru ofertele aferente pietei concurentiale, cu respectarea regulilor de plafonare a preturilor la facturare.

In ceea ce priveste furnizarea in regim de ultima instanta a energiei electrice si a gazelor naturale a fost introdus un sistem de rotatie lunara pentru nominalizarea furnizorului de ultima instanta (FUI) care preia automat clientii din toate zonele tarii. In acest scop, se stabileste lista FUI in functie de cota de piata, fiecare FUI din lista fiind nominalizat pe rand, lunar, pentru a prelua automat clientii care raman fara furnizor.

Astfel, in primul trimestru al anului 2025, EFSA a fost furnizor de ultima instanta nominalizat atat pentru energie electrica, cat si pentru gaze naturale, in luna ianuarie.

Evolutia costurilor de achizitie

Primul trimestru al anului 2025 a fost caracterizat de o lichiditate scazuta in piata angro generata de numarul redus de oferte de vanzare, reticenta in incheierea de contracte pe termen lung, pe fondul unei incertitudinii legislative referitoare la prelungirea sau modificarea schemei de plafonare dupa data de 1 aprilie 2025.

Prin OUG nr.6/27.02.2025 s-au introdus masuri specifice pentru protejarea clientilor finali de energie electrica si gaze naturale, precum prelungirea perioadei de plafonare a preturilor pentru:

• energie electrica: 1 aprilie 2025 30 iunie 2025;
• gaze naturale: 1 aprilie 2025 31 martie 2026.

Contextul geopolitic are in continuare un impact important contribuind prin incertitudine si volatilitate la evolutia pretului de tranzactionare.

Pretul de tranzactionare in PZU in orele de varf de seara a inregistrat valori de peste 1.000 lei/MWh, maximul inregistrat fiind in luna ianuarie, respectiv 3.001,98 lei/MWh. Cauzele care au condus la aceasta crestere de pret au fost: reducerea volumelor ofertate si cresterea consumului de energie electrica. Productia de energie electrica a scazut cu aproximativ 14% fata de aceeasi perioada a anului trecut si, pentru a compensa deficitul de productie interna, Romania a fost in pozitia de a importa energie cu 1.335 GWh mai mult comparativ cu trimestrul 1 din 2024.

Pretul mediu de tranzactionare al energiei in PZU in T1 2025 a fost de 664,57 lei/MWh, in crestere cu aproximativ 81% fata de pretul mediu inregistrat in anul 2024, respectiv 366,53 lei/MWh.

Incepand cu luna martie 2025, in zilele cu consum redus (zile de duminica sau sarbatori legale) si productie mare din surse regenerabile, s-au inregistrat intervale de tranzactionare PZU cu pret negativ.

Pentru gaze naturale, pretul mediu ponderat pe PZU s-a dublat in primul trimestru din anul 2025, respectiv 273,10 lei/MWh, comparativ cu perioada similara din anul 2024, in care pretul a fost 136,22 lei/MWh.

In PE costul rezultat pentru pentru prima luna a anului 2025 este de aproximativ 22 lei/MWh. Prin OUG nr.6/2025, incepand cu 01.04.2025, unui furnizor i se recunoaste contravaloarea dezechilibrului in procesul de decontare a schemei de plafonare intr-un procent de 10% (fata de 5%, anterior) din contravaloarea energiei electrice achizitionate prin toate contractele la termen si din pietele SPOT.

Din analizele efectuate a rezultat ca aceste costuri sunt in mare parte generate de dezechilibrele create si nerecunoscute ale prosumatorilor. Factori precum dezvoltarea rapida a segmentului de prosumatori, lipsa unor date istorice pentru realizarea unei prognoze bazate pe modele matematice, absenta datelor de masura in timp real, au un impact semnificativ in estimarea dezechilibrelor.

Este dificil de apreciat care va fi evolutia pietei angro de energie electrica si gaze naturale in perioada urmatoare. Volatilitatea preturilor va fi in continuare foarte ridicata, pe fondul tensiunilor geopolitice, cresterii productiei de energie regenerabila fara investitii majore in capacitatile de stocare, dar si a mentinerii unei cereri reduse dinspre consumatori, de aceea se estimeaza ca preturile vor avea o dinamica similara cu cea inregistrata pe parcursul anului 2024.

Impactul asupra clientilor

Impactul asupra clientilor in contextul intern si international dinamic:

• Accelerarea si optimizarea digitalizarii implementate si dezvoltare de sinergii cu platforma nationala de schimbare furnizor (POSF), prin adaptarea si omogenizarea proceselor pentru optimizarea relatiei cu clientii;
• Adaptarea la contextul intern creat de liberalizarea preturilor la energie, precum si la cel international decurgand din fluctuatii de aprovizionare, prin acordarea de scheme de sprijin pentru energie regenerabila;
• Maximizarea rezultatelor obtinute in urma dezvoltarii relatiilor parteneriale in contextul dinamic creat de liberalizare, ulterior schemei de sprijin prin acordarea de plafonari.

Segmentul de servicii energetice

In portofoliul Grupului este inclus si segmentul de servicii energetice (mentenanta echipamentelor, reparatii si alte servicii auxiliare conexe retelei), realizate preponderent catre societati de distributie din afara Grupului.

Electrica Serv va multiplica eforturile de dezvoltare a pietei de solutii de generare a energiei electrice de tip "green energy" - centrale electrice fotovoltaice si compensatoare de energie reactiva - prin consolidarea parteneriatului cu Electrica Furnizare in gasirea de solutii si oportunitati de eficientizare pentru clienti, prin montare de panouri fotovoltaice si compensatoare de energie reactiva, solutii de iluminat inteligent, backup power, smart metering.

Principalele obiective ale SERV pentru perioada urmatoare sunt:

• Extinderea activitatii pe piata de servicii in afara grupului ELSA si consolidarea in liniile de business a activitatilor noi simultan cu reactivarea activitatilor vechi pentru care exista experienta acumulata;
• Adaptarea structurii de business si de personal pentru eficientizarea activitatii si compensarea pierderilor suferite in utimii ani fiscali;
• Consolidarea situatiei financiare curente si reinvestirea resurselor pentru dezvoltarea companiei pe noile directii de dezvoltare.

Perspectivele IT&C

Pentru primul trimestru al anului 2025, bazandu-se pe obiectivele definite in cadrul Strategiei de Digitalizare aprobata in 2022, Grupul si-a continuat parcursul de transformare digitala prin accelerarea integrarii inteligentei artificiale (AI) si extinderea initiativelor de digitalizare la nivelul functiilor de business. Aceste eforturi au inceput deja sa genereze beneficii semnificative, imbunatatind eficienta operationala, procesele decizionale si agilitatea organizationala in ansamblu.

Aplicarea tehnologiilor bazate pe AI in diverse functii operationale si de suport a permis analiza datelor in timp real, generarea de informatii predictive si automatizarea fluxurilor de lucru, contribuind astfel la optimizarea proceselor interne si la imbunatatirea serviciilor orientate catre clienti. Domeniile cheie de integrare a AI includ automatizarea serviciilor pentru clienti, procesarea inteligenta a documentelor, detectia fraudelor si optimizarea lantului de aprovizionare.

Pentru a sprijini in continuare inovarea, Grupul a consolidat Laboratorul de Inovatie si Tehnologii Emergente, concentrandu-se pe explorarea si implementarea pilot a unor solutii de ultima generatie, precum analizele bazate pe AI, modelele de invatare automata (machine learning) si instrumentele inteligente de automatizare. Aceste initiative vizeaza promovarea inovarii la scara larga, sporind competitivitatea si consolidand pozitia organizatiei ca lider orientat spre tehnologie in industria sa.

Avand in vedere complexitatea tot mai mare a ecosistemelor digitale si cresterea numarului de amenintari cibernetice, Grupul a acordat, de asemenea, o prioritate ridicata rezilientei in materie de securitate cibernetica. Au fost realizate investitii in platforme de securitate de noua generatie, alaturi de lansarea unor programe extinse de instruire si constientizare, cu scopul de a promova o cultura solida de securitate cibernetica la nivelul intregii organizatii.

Dincolo de imbunatatirea infrastructurii IT&C, Grupul isi mentine angajamentul de a dezvolta experiente digitale centrate pe client, oferind servicii personalizate, flexibile si adaptabile. Prin valorificarea digitalizarii si a AI, organizatia este mai bine pozitionata pentru a anticipa tendintele pietei, a se adapta la asteptarile dinamice ale clientilor si a sustine o crestere durabila pe termen lung intr-un mediu digital in continua evolutie.

8. Declaratii

Pe baza celor mai bune informatii disponibile, confirmam ca Situatiile financiare interimare consolidate simplificate intocmite pentru perioada de trei luni incheiata la 31 martie 2025 in conformitate Standardele Internationale de Raportare Financiara adoptate la nivelul Uniunii Europene ("IFRS-EU"), 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 trei luni incheiata la 31 martie 2025, cuprinde informatii corecte si conforme cu realitatea cu privire la dezvoltarea si performanta Grupului.

Presedinte Consiliu de Administratie, Mihai DIACONU

Director General, Alexandru-Aurelian CHIRITA

Director Directia Financiara, Stefan Alexandru FRANGULEA

9. Anexe

9.1. Anexa 1 – Indicatori economico-financiari ai Grupului Electrica la data de 31 martie 2025 conform Anexei 13/Regulamentul ASF nr. 5/2018

Indicator	Formula	Valoare
Indicatorul lichiditatii curente	Active curente/Datorii curente	1,28
Indicatorul gradului de indatorare	Capital imprumutat/Capital propriu * 100	60,7%
	Capital imprumutat/Capital angajat * 100	37,8%
Viteza de rotatie a debitelor-clienti	Sold mediu clienti/Cifra de afaceri * 90	129 zile
Viteza de rotatie a activelor imobilizate	Cifra de afaceri/Active imobilizate	0,33

Sursa: Electrica

45

9.2. Anexa 2 – Cadrul de reglementare aplicabil – emis in cursul anului 2025

A.9.2.1 Segmentul de distributie

2025
	Ordinul nr.97/20.12.2024 privind aprobarea tarifelor specifice pentru serviciul de distributie a energiei electrice si a pretului pentru energia ◼ electrica reactiva, valabile de la 1 ianuarie 2025, pentru DEER, precum si a valorilor planurilor de investitii pentru perioada a V-a de reglementare.
	Tarifele de distributie unice pentru DEER, aplicabile la 1 ianuarie 2025, au o crestere medie de 12,5% fata de 1 ianuarie 2024. o Anexa 1 - TARIFELE specifice pentru serviciul de distributie a energiei electrice practicate de DEER, valabile de la data de 1 ianuarie 2025; o Anexa 2 - VALORILE planurilor de investitii anuale ale DEER corespunzatoare PR5, defalcate pe surse de finantare; o Anexa 3 - Valoarea minima obligatorie pentru totalul investitiilor realizate din surse proprii si valoarea minima obligatorie pentru investitiile realizate in retelele electrice de distributie din surse proprii pentru fiecare an al PR5, pentru DEER.
	Ordin ANRE nr.1/2025 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 cu modificarile si completarile ulterioare: o Completarea cu noi definitii: "MMDC – Multi Meter Data Collector ( HES universal)" si "PLC – Power Line Communication"; Inlocurirea sintagmei "utilizatori" cu sintagma "locuri de consum/de producere si consum"; o o Modificarea referitor la subsistemele de comunicatie prin introducerea referirii la componentele necesare asigurarii accesului local sau de la distanta la datele de consum nevalidate, in timp aproape real; Completarea cu obligatia OD de a asigura interoperabilitatea la nivelul echipamentelor, tehnologiilor de comunicatie si aplicatiilor informatice integrate in o
	SMI; o Modificarea referitoare la asigurarea informarii utilizatorului cu privire la integrarea locului de consum/de producere si consum in SMI; o Introducerea prevederilor care privesc conditiile tehnice pe care trebuie sa le indeplineasca retelele in care urmeaza sa fie integrate SMI; o Obligatia intocmirii unei analize a rezultatelor inregistrate in perioada de raportare, detalierea conditiilor specifice care au determinat acele rezultate, problemele intampinate, masuri care vor fi luate in perioada urmatoare pentru depasirea problemelor intampinate; o Introducerea prevederii ca propunerea de modificare a calendarului de implementare a SMI inaintata de catre OD, sa fie insotita de un memoriu justificativ si de o analiza cost-beneficii, intocmita conform unei structuri cadru prevazuta intr-o anexa nou introdusa; o Accesul, la cererea utilizatorilor, la datele de consum istorice si la asigurarea datelor pentru facturarea consumului de ee pe baza datelor inregistrate in SMI. A fost modificata periodicitatea de actualizare a datelor istorice de masurare validate catre utilizatori si furnizori, la cel putin o luna. La facturare, in cazul defectarii comunicatiei de date s-a prevazut o derogare prin care se accepta utilizarea datelor de consum estimate; o Conditiile de acordare a accesului la datele de consum nevalidate, in timp aproape real, pentru utilizatori. Se prevede acordarea accesului utilizatorilor sau
	unor terti imputerniciti de utilizatori, la datele de consum nevalidate, in timp aproape real si asigurarea conditiilor de securitate si interoperabilitate, precum si a procedurilor interne aferente, pe care OD au obligatia sa le intocmeasca si sa le faca accesibile celor interesati, prin publicarea pe paginile proprii de internet; o Obligatia OD de a integra in SMI cu prioritate locuri de consum/de producere si consum aflate in zone in care s-au inregistrat notificari privind infiintarea unor comunitati de energie; o Introducerea obligatiei OD de a elabora si a publica o procedura operationala privind deconectarea/reconectarea de la distanta a locurilor de consum/producere si consum prin care sa se asigure realizarea procesului in conditii de siguranta si securitate a elementelor de retea si a persoanelor aflate la locul de consum/de producere si consum. De asemenea s-a introdus prevederea ca, pentru situatii justificate, OD sa poata percepe costuri cu deconectarea/reconectarea locurilor de consum/de producere si consum integrate in SMI; o modificarea si completarea prevederilor existente pentru asigurarea conformarii conditiilor - cadru cu prevederile art. 66 alineatele (5) si (7) din Legea 123/2012;
	o introduce prevederi care sa creeze conditii astfel incat SMI realizate sa fie capabile sa atinga criteriile de performanta prevazute in privinta fiabilitatii si a

ELECTRICA S.A. - RAPORT CONSOLIDAT TRIMESTRUL I 2025

	2025
	acuratetei transmiterii si valorificarii datelor de masurare si de instrumentatie colectate si tranzitate prin elementele sistemului;
	o cresterea acuratetei si a relevantei monitorizarii procesului de implementare a SMI prin actualizarea anexelor corespunzatoare; s-au operat detalieri ai explicitari ale indicatorilor si parametrilor monitorizati; s-au introdus prevederi pentru intocmirea rapoartelor anuale de monitorizare intr-un mod unitar si suficient de detaliat pentru a se asigura vizibilitate asupra desfasurarii procesului de implementare a SMI
	fundamentarea propunerilor de modificare a calendarului de implementare a SMI intr-un mod unitar prin introducerea anexei nr. 6 la conditiile – cadru ce o cuprinde structuri cadru de referinta pentru intocmirea memoriilor justificative si a analizelor cost – beneficiu prin care se fundamenteaza solicitarile de modificare a calendarului de implementare a SMI;
	inlocuirea sintagmei "utilizatori integrati in SMI" cu "locurile de consum/de producere si consum integrate in SMI" si reformularea referirilor la integrarea in o SMI astfel incat aceasta sa se refere la locurile de consum/de producere si consum; referirea la utilizatori se face numai in legatura cu informarea, drepturile si obligatiile;
	includerea de prevederi pentru asigurarea accesului utilizatorilor ale caror locuri de consum/de producere si consum sunt integrate in SMI, la datele de o consum nevalidate, in timp aproape real, in conformitate cu prevederile Legii.
◼ -	Ordin ANRE nr.6/2025 - aprobarea Regulamentului pentru acordarea licentelor si autorizatiilor in sectorul energiei electrice imbunatatirea procesului de acordare/modificare/suspendare/retragere a autorizatiilor si licentelor operatorilor economici care desfasoara activitati in domeniul energiei electrice, prin revizuirea conditiilor aplicabile solicitantilor
-	modificarea dispozitiilor legale referitoare la modalitatea de transmitere a documentelor de catre solicitantii de autorizatii/licente, in sensul prioritizarii mijloacelor de comunicatie electronice
-	includerea unui capitol dedicate transferului capacitatilor energetice in care sunt reglementate modalitatile de realizare/exploatare a capacitatilor energetice ce fac obiectul unui transfer, fie ca urmare a incheierii unor contracte prin care are loc transferal dreptului de proprietate/folosinta asupra cestora, fie ca urmare a unui process de fuziune/divizare a titularilor de autorizatii de infiintare/licente
-	includerea in Regulament a situatiei de modificare a licentei pentru exploatarea comerciala a capacitatilor energetice prin includerea in cuprinsul acesteia a unor capacitate energetice asupra carora solicintantul poate detine drept de exploatare provizoriu, pana la data la care ttitularul licentei obtine dreptul de exploatare cu caracter definitiv, in cazul transferului dreptului de proprietate/folosinta asupra capacitatilor energetice respective.
◼	OUG nr.134/2024 pentru modificarea Legii energiei nr. 123/2012, si a Legii nr. 220/2008 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii E-SRE s-a publicat in MO nr. 1179/26.11.2024. Principalele modificari:
- -	Se introduc definitii noi pentru operatorul de servicii de stocare si furnizorul de servicii de stocare care presteaza servicii de stocare Operatorii instalatiilor de stocare sunt exceptati de la plata serviciilor de transport, sistem, distributie, contributia pentru CV si cogenerare
◼	OUG nr. 21/2025 pentru modificarea si completarea titlului X din Legea nr. 227/2015 privind Codul fiscal, precum si pentru modificarea si completarea unor acte normative
	Impozitul pe constructii anual se calculeaza prin aplicarea unei cote de 0,5% asupra valorii nete a constructiilor, pentru care nu se datoreaza impozit pe cladiri/taxa pe cladiri potrivit prevederilor titlului IX, existente in patrimoniul contribuabililor la data de 31 decembrie a anului anterior/in ultima zi a anului fiscal modificat anterior celui pentru care se datoreaza impozitul pe constructii;
◼	Proiect de Ordin privind aprobarea Metodologiei pentru stabilirea indicatorilor de performanta in legatura cu dezvoltarea unei retele inteligente care sa promoveze eficienta energetica si integrarea energiei electrice produse din surse regenerabile – consultare publica. In cadrul Metodologiei se propune:
-	Stabilirea unui set de indicatori prin care se monitorizeaza: calitatea serviciului de distributie/ transport al energiei electrice;

2025

- nivelul de digitalizare a retelelor electrice. Evaluarea performantei fiecarui operator de retea (OR) se face printr-un indicator de performanta compus, determinat ca medie ponderata a indicatorilor monitorizati. Monitorizarea indicatorilor si determinarea indicatorului de performanta compus se face anual, incepand cu anul 2027. In 2024-2025 indicatorul compus se determina ca medie ponderata pe baza indicatorilor de calitate, a celor de integrare a productiei, a instalatiilor de stocare si a serviciilor de flexibilitate, iar coeficienti de ponderare sunt egali Pentru indicatorii care reflecta gradul de digitalizare a retelelor, se propune stabilirea unor tinte care trebuie atinse de OR. Pragurile fata de care RRR se majoreaza sau se diminueaza cu 0,5% in functie de valoarea realizata intr-un an a indicatorului de performanta compus: - daca este mai mare de 90%, RRR se majoreaza cu 0,5%; - daca este mai mica de 70%, RRR se diminueaza cu 0,5%
Proiectul de ordin pentru modificarea si completarea Procedurii privind fundamentarea si aprobarea planurilor de dezvoltare si de investitii ◼ ale OR, aprobata prin Ordinul ANRE nr. 98/2022 – consultare publica Proiectul are in vedere armonizarea cu modificarile aduse Metodologiei de stabilire a tarifelor de distributie PR5, iar principalele modificari se refera la: - Eficienta investitiilor – se reflecta prin prisma beneficiilor aduse utilizatorilor retelei; - Elaborarea Planurilor de Dezvoltare (PD) cu consultarea utilizatorilor relevanti: consilii judetene, autoritati publice locale si centrale, asociatii ale producatorilor, asociatii ale consumatorilor; - Transparenta PD - publicarea de catre OR a rezultatelor preconizate a fi obtinute: volumul de instalatii noi/ modernizate/ retehnologizate, cresterea de capacitate a retelei pentru integrarea consumului si productiei.
- Investitii in dotari - clarificari privind incadrarea dotarilor (cele utilizate in RED au RRR 6,94%, restul au RRR 4,94%); - Neincluderea in BAR a dobanzilor, comisioanelor bancare si a diferentelor de curs valutar aferente creditelor pentru finantarea imobilizarilor corporale si necorporale puse in functiune. Proiect Ordin ANRE privind Normele metodologice privind exceptarea de la plata tarifelor reglementate aplicate de OR pentru energia electrica ◼ stocata, extrasa din retea, conform OUG 134/2024 – consultare publica
Proiectul de Ordin ANRE pentru modificarea, completarea si abrogarea unor ordine ANRE privind piata de energie electrica ANRE – consultare ◼ publica: Prevede completarea reglementarilor ANRE privind pietele de energie electrica la termen prin introducerea obligativitatii platii unui avans de 30% pentru anumite contracte si precizarea ca pretul tranzactiilor include componenta Tg fara a fi ajustat ulterior. Se abroga totodata Ordinul ANRE nr. 7/2017 privind publicarea contractelor. Principalele prevederi: Obligatia de plata in avans de 30% din valoarea totala a contractului pentru tranzactiile la termen care: • au o data de inceput a livrarii mai mare de o luna; • au o durata a livrarii de cel putin 3 luni; • se aplica atat contractelor standard, cat si celor incheiate pe pietele de produse flexibile (ex. PCCB-LE-flex) si prin BRM; • se regaseste in toate cele trei regulamente modificate: Ordinul nr. 134/2022, Ordinul nr. 12/2023 si Ordinul nr. 20/2023. Clarificarea regimului Tg (tariful de introducere in retea): • pretul unei tranzactii va include componenta Tg, dar nu se va modifica ulterior in functie de actualizarile tarifare ale acestei componente; • modificarea are rolul de a evita ajustarile ulterioare ale pretului contractual, de a asigura predictibilitate si comparabilitate intre piete;
Proiect de Ordin de modificare si completare a cadrului de reglementare (Ordinul ANRE nr. 59/2013, Ordinul ANRE nr. 74/2014, Ordinul ANRE ◼ nr. 105/2022 si Ordinul ANRE nr. 51/2019) privind racordarea utilizatorilor la reteaua electrica de interes public - consultare publica Principalele prevederi: - Excluderea echipamentelor de automatizare pentru limitarea operationala din categoria lucrarilor de intarire, si aplicarea asupra acestora a regulilor privind instalatiile de racordare, inclusiv in ceea ce priveste costurile, proprietatea si mentenanta. - Clarificarea datelor de intrare utilizate de OR in studiile

de solutie, pentru asigurarea unei abordari unitare la nivel national. - Introducerea unui termen de maximum 2 luni pentru transmiterea dovezii constituirii garantiei, necesare emiterii ATR, sub sanctiunea clasarii cererii de racordare. - Stabilirea unui termen de 10 zile pentru transmiterea ATR-ului, calculat de la data comunicarii garantiei financiare de catre utilizator. - Prelungirea de la 30 la 45 de zile a termenului pana la care utilizatorul trebuie sa solicite incheierea CR inainte de expirarea ATR-ului, - Uniformizarea termenului de transmitere a proiectului de CR la 10 zile de la depunerea documentatiei complete; pentru contractele cu

2025

clauze suplimentare, termenul este de 5 zile. Partile trebuie sa finalizeze contractul pana la expirarea ATR-ului. - Posibilitatea includerii in CR a unor documente care pot fi modificate/actualizate fara acte aditionale, cu exceptia clauzelor esentiale, care necesita modificari formale. - Prelungirea duratei CR, la solicitarea utilizatorului, cu perioade succesive de 12 luni, conditionata de constituirea unei GF de 5% din TR, care creste cu 5% la fiecare prelungire. - Reguli privind racordarea locurilor de producere la 110 kV si peste, inclusiv cu privire la punctele de delimitare, impartirea costurilor intre utilizatori si dreptul la compensare. - Prelungirea certificatului de conformitate tehnica temporara (CDCT) pentru centralele din categoriile C si D, cu perioade succesive de cate 3 luni, in limita duratei perioadei de probe prevazute in legislatia aplicabila.

Sursa: Electrica

A.9.2.2 Segmentul de furnizare

In anul 2025, cu impact asupra activitatii de furnizare a energiei electrice si gazelor naturale, au fost adoptate urmatoarele acte normative:

	2025
▪	OUG nr. 6/2025 - Ordonanta de urgenta privind masurile aplicabile clientilor finali din piata de energie electrica in perioada 1 aprilie 2025-30 iunie 2025, respectiv masurile aplicabile clientilor finali din piata de gaze naturale in perioada 1 aprilie 2025-31 martie 2026, precum si pentru modificarea si completarea unor acte normative din domeniul energiei:
	- perioada de aplicare a schemei suport (de tip plafonare) este de 3 luni pentru energie electrica respectiv 1 aprilie 2025 – 30 iunie 2025 si de un an pentru gaze naturale , respectiv 1 aprilie 2025 – 31 martie 2026.
	- pentru energie electrica pretul final facturat este: a)maximum 0,68 lei/kWh cu TVA inclus, (pentru consumul realizat de catre urmatoarele categorii de clienti: 1.clientii casnici al caror consum lunar este cuprins intre 0 si 100 kWh inclusiv; 2.clientii casnici la al caror loc de consum locuiesc persoane care utilizeaza dispozitive, aparate sau echipamente medicale alimentate de la reteaua electrica, necesare efectuarii tratamentelor medicale, pe baza confirmarii de la medicul
	specialist si a unei cereri depuse la furnizor; 3.clientii casnici care au in intretinere cel putin 3 copii cu varsta de pana in 18 ani, in baza unei cereri si a unei declaratii pe propria raspundere; limita de varsta se prelungeste pana la 26 de ani in cazul in care copilul major urmeaza o forma de invatamant; 4.clientii
	casnici familii monoparentale, care au in intretinere cel putin un copil cu varsta de pana la 18 ani, in baza unei cereri si a unei declaratii pe propria raspundere; limita de varsta se prelungeste pana la 26 de ani in cazul in care copilul major urmeaza o forma de invatamant); b)maximum 0,80 lei/kWh, cu TVA inclus, pentru consumul realizat de catre clientii casnici al caror consum lunar la locul de consum este cuprins intre 100,01 si 255 kWh (consumul de energie electrica
	cuprins intre 255 si 300 kWh/luna se factureaza la pretul de maximum 1,3 lei/kWh, cu TVA inclus, iar in cazul in care consumul depaseste 300 kWh/luna intreg consumul se factureaza la pretul de maximum 1,3 lei/kWh); c)maximum 1 leu/kWh, cu TVA inclus, pentru 85% din consumul lunar realizat la locul de consum pentru anumite categorii de consumatori (diferenta de consum lunar de energie electrica urmand a fi facturata la pretul de maximum 1,3 lei/kWh cu TVA
	inclus, in baza declaratiei pe propria raspundere a reprezentantului legal); d)maximum 1 leu/kWh, cu TVA inclus, pentru consumul integral al spitalelor publice si private, al unitatilor de invatamant publice si private, precum si al creselor, al furnizorilor publici si privati de servicii sociale; e)maximum 1 leu/kWh, cu TVA inclus, pentru 85% din consumul lunar, realizat la locul de consum, pentru institutiile publice, altele decat cele prevazute la lit. d), precum si pentru cele
	apartinand cultelor recunoscute oficial in Romania (diferenta de consum lunar de energie electrica se factureaza la pretul de maximum 1,3 lei/kWh, cu TVA inclus); f)maximum 1,3 lei/kWh, cu TVA inclus, pentru consumatorii casnici si noncasnici care nu sunt prevazuti la lit. a)-e);
	- pentru gaze naturale pretul final facturat este: a)maximum 0,31 lei/kWh, cu TVA inclus, in cazul clientilor casnici; b)maximum 0,37 lei/kWh, cu TVA inclus, in cazul clientilor noncasnici al caror consum anual de gaze naturale realizat in anul anterior la locul de consum este de cel mult 50.000 MWh, precum si in cazul producatorilor de energie termica si al clientilor noncasnici din cadrul parcurilor industriale reglementate de Legea nr. 186/2013 privind constituirea si
	functionarea parcurilor industriale, cu modificarile si completarile ulterioare, precum si al celor din cadrul sistemelor de distributie inchise definite conform Legii nr. 123/2012, cu modificarile si completarile ulterioare.
	- pretul din ofertele-tip elaborate si publicate de catre furnizorii de energie electrica/gaze naturale, nu poate depasi valoarea pretului final facturat plafonat; ofertele – tip pentru perioada 1 iulie 2025 – 30 iunie 2026 se pot elabora si publica doar daca exista achizitie realizata in procent de 50% pentru perioada
	ofertata, cu obligatia de a mentiona distinct componenta de furnizare; - declaratiile clientilor finali privind pretul final plafonat depuse la furnizori in baza prevederilor OUG 27/2022 raman in vigoare;
	- CfD a fost inclusa in pretul final plafonat; - ramane in vigoare aplicarea minimului dintre pretul contractual, pretul plafonat si pretul rezultat prin aplicarea OUG;

• in ceea ce priveste achizitia de energie electrica: creste procentul de recunoastere pentru dezechilibre, de la 5% la 10% valoric/cost si fara limitare pentru FUI; ramane limita pretului de achizitie recunoscut, respectiv 700 lei/MWh; contractele bilaterale negociate direct se raporteaza la ANRE in termen de 2 zile

• cererile de decontare se depun inainte de incarcarea datelor pe portalul ANRE aferent plafonarii preturilor; se deconteaza 40% din suma aferenta cererilor de

2025

lucratoare de la data incheierii;

decontare in 10 zile de la transferul sumelor de catre MF in conturile ME si ANPIS (nu este un termen de plata controlabil de catre furnizor); - furnizorul va notifica clientii aflati in portofoliul propriu cu privire la modificarile care decurg din aplicarea prevederilor OUG odata cu prima factura transmisa
dupa intrarea in vigoare;
- nerespectarea de catre operatori a termenelor prevazute, respectiv a termenului de rectificare a datelor incarcate pe platforma informatica si redepunere a cererilor de decontare si/sau a declaratiilor pe propria raspundere, constituie contraventie si se sanctioneaza cu amenda contraventionala de la 25.000 lei la
50.000 lei;
- se modifica OUG nr. 27 (in vigoare) dupa cum urmeaza : pentru perioada aprilie-august 2022, termenul final de introducere a datelor necesare decontarii sumelor de la bugetul de stat sau, dupa caz, regularizarii sumelor decontate de la bugetul de stat este 30 aprilie 2025; pentru perioada septembrie 2022-
august 2023, termenul final de introducere a datelor necesare decontarii sumelor de la bugetul de stat sau, dupa caz, regularizarii sumelor decontate de la bugetul de stat este 30 aprilie 2025;
- se modifica Legea Legea energiei electrice si a gazelor naturale nr. 123/2012: producatorii au obligatia sa tranzactioneze cel putin 50% din productia anuala de energie electrica prin contracte pe pietele de energie electrica, pe alte piete decat PZU, PI si PE. Sunt exceptati de la aceasta prevedere producatorii care
detin in portofoliu numai capacitati de producere din surse eoliene, fotovoltaice, microhidrocentrale care beneficiaza de schema de sprijin prin certificate verzi, precum si capacitati de producere de energie electrica in cogenerare.OPCOM are obligatia de a publica zilnic preturi de referinta, preturi de inchidere si volume tranzactionate.
- pentru gaze naturale: stoc de minim 90% din capacitatea depozitelor subterane plus obligatia producatorilor de gaze naturale de livrare cu 120 lei/MWh
pentru furnizori/PET/clienti directi, cu ordinea de prioritate: inmagazinare, consum clienti casnici, consum PET doar pentru populatie.
OUG nr. 19/2025 – Ordonanta de urgenta privind modificarea si completarea unor acte normative ◼
- se aduce o completare la OUG nr. 6/2025 prin largirea ariei de aplicare si includerea invatamantului universitar (maximum 1 leu/kWh, cu TVA inclus, pentru consumul integral al institutiilor de invatamant superior de stat, particular si confesional particular prevazute de art. 7 din Legea invatamantului superior nr. 199/2023, cu modificarile si completarile ulterioare).
OUG nr. 20/2025 – Ordonanta de urgenta privind instituirea unei scheme de ajutor de stat privind exceptarea unor categorii de consumatori ◼ finali de la aplicarea Legii nr. 220/2008 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din surse regenerabile de energie
- se aproba instituirea unei scheme de ajutor de stat, avand ca obiectiv exceptarea de la obligatia achizitionarii certificatelor verzi (CV), conform prevederilor
Legii nr. 220/2008 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din surse regenerabile de energie, a unui procent din cantitatea de energie electrica livrata consumatorilor industriali energointensivi, cu respectarea legislatiei Uniunii Europene in domeniu;
- autoritatea responsabila de administrarea schemei de ajutor de stat este Ministerul Energiei; schema de ajutor de stat se aplica pana la data de 31
decembrie 2031; bugetul total al schemei este echivalentul in lei al sumei de 578,4 de milioane EUR, iar valoarea anuala a ajutoarelor de stat acordate nu va
depasi 150 de milioane EUR in fiecare an;
- beneficiarii ajutorului de stat notifica acordul anual pentru exceptare emis de catre Ministerul Energiei catre ANRE si furnizorilor de energie electrica cu care
au incheiate contracte de vanzare-cumparare de energie electrica, in termen de 5 zile lucratoare de la data primirii acestuia. In baza acordului anual pentru
exceptare primit de la clientul sau, furnizorul este exceptat de la obligatia de a achizitiona un numar de certificate verzi aferent cantitatii de energie electrica livrate clientului sau, incepand cu luna imediat urmatoare lunii in care s-a transmis notificarea;

◼ Ordinul Ministrului Energiei nr. 319/2025 – pentru modificarea art. 1, alin. (7), lit. b) din Anexa la Ordinul Ministrului Energiei nr. 1.120/2024 privind aprobarea Schemei de ajutor de stat sub forma de contracte pentru diferenta pentru producerea de energie electrica din surse regenerabile de energie eoliana onshore si solara fotovoltaica

• Se modifica capacitatile pentru cea de-a 2-a licitatie CfD, de la 3.500 MW capacitate instalata (din care 1.500MW eolian offshore si 2.000MW solar) la 3.472MW (din care 2.000MW eolian offshore si 1.472MW solar).

2025
	◼	Ordinul Presedintelui ANPC nr. 273/2025 – Ordin al presedintelui Autoritatii Nationale pentru Protectia Consumatorilor pentru aprobarea Procedurii de stabilire si aplicare a sanctiunii la cifra de afaceri rezultate din activitatea de control, in conformitate cu prevederile Ordonantei de urgenta a Guvernului nr. 6/2025 privind masurile aplicabile clientilor finali din piata de energie electrica in perioada 1 aprilie 2025- 30 iunie 2025, respectiv masurile aplicabile clientilor finali din piata de gaze naturale in perioada 1 aprilie 2025- 31 martie 2026, precum si pentru modificarea si completarea unor acte normative din domeniul energiei - Se aproba Procedura de stabilire si aplicare a sanctiunii la cifra de afaceri rezultate din activitatea de control, in conformitate cu prevederile Ordonantei de urgenta a Guvernului nr. 6/2025 privind masurile aplicabile clientilor finali din piata de energie electrica in perioada 1 aprilie 2025-30 iunie 2025, respectiv masurile aplicabile clientilor finali din piata de gaze naturale in perioada 1 aprilie 2025-31 martie 2026, precum si pentru modificarea si completarea unor acte normative din domeniul energiei, prevazuta in anexa care face parte integranta din prezentul ordin.
	◼	Ordinul Ministrului Energiei nr. 348/2025 – Ordin al ministrului energiei pentru modificarea Ghidului solicitantului — Conditii specifice de accesare a finantarii din Fondul pentru modernizare — Sprijinirea investitiilor in noi capacitati de producere a energiei electrice produse din surse regenerabile pentru autoconsum pentru entitati publice, aprobat prin Ordinul ministrului energiei nr. 1.431/2023.
	◼	Ordinul Ministrului Energiei nr. 371/2025 – Ordin al ministrului energiei pentru modificarea Schemei de ajutor de stat privind sprijinirea investitiilor in noi capacitati de producere a energiei electrice produse din surse regenerabile pentru autoconsum, aferenta Fondului pentru modernizare, aprobata prin Ordinul ministrului energiei nr. 355/2024.
b) Legislatie secundara	◼	Ordin ANRE nr. 1/2025 — Ordin 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 presedintelui Autoritatii Nationale de Reglementare in Domeniul Energiei nr. 177/2018. - OD si furnizorii de energie electrica au obligatia de a informa utilizatorul cu privire la integrarea locului de consum in SMI si cu privire la noile conditii determinate de integrarea locului de consum, aferente serviciilor de furnizare si de distributie a energiei electrice; informarea se realizeaza prin transmiterea anexei nr. 7 «Conditii specifice ale locului de consum/de producere si consum integrat in sistemul de masurare inteligenta a energiei electrice», de catre furnizorul cu care utilizatorul locului de consum/de producere si consum are un contract de furnizare a energiei electrice in vigoare; transmiterea anexei se face odata cu prima factura pentru consumul de energie electrica emisa dupa primirea de catre furnizor a situatiei in care se regaseste locul de consum/de producere si consum respectiv.
	◼	Ordin ANRE nr. 2/2025 — Ordin privind stabilirea cotei obligatorii de achizitie de certificate verzi, aferenta anului 2024.
		- cota obligatorie de achizitie de certificate verzi de catre operatorii economici care au obligatia de achizitie de certificate verzi pentru anul 2024 se stabileste la valoarea de 0,496 certificate verzi/MWh (fata de 0,4944765 CV/MWh cota estimata pentru anul 2024 si 0,4946974 CV/MWh cota obligatorie pentru anul 2023); - intra in vigoare la data de 1 martie 2025.
	◼	Ordin ANRE nr. 5/2025 — Ordin pentru modificarea Ordinului presedintelui Autoritatii Nationale de Reglementare in Domeniul Energiei nr. 52/2024 privind aprobarea Contractului-cadru dintre contrapartea CfD si platitorul de contributie CfD pentru colectarea contributiei CfD si a Contractului-cadru dintre operatorul schemei CfD si contrapartea CfD -contrapartea CfD emite factura de plata a contributiei CfD catre platitorul de contributie CfD si o transmite acestuia, pana cel tarziu in data 22 a fiecarei luni pentru luna calendaristica anterioara (modificata de la data de 20);
	◼	Ordin ANRE nr. 4/2025 — Ordin privind modificarea si completarea Metodologiei de determinare si colectare a contributiei aferente contractelor pentru diferenta, aprobata prin Ordinul presedintelui Autoritatii Nationale de Reglementare in Domeniul Energiei nr. 51/2024 - platitorii de contributie CfD transmit Contrapartii CfD cantitatea totala de energie electrica facturata la toti consumatorii deserviti si cantitatea totala de energie electrica consumata la locurile proprii de consum, in termen de 10 zile lucratoare de la inceputul fiecarei luni (modificata de la data de 10 a fiecarei luni); - platitorii de contributie CfD achita facturile transmise de Contrapartea CfD, in termen de maximum 6 zile de la primirea acestora, dar nu mai tarziu de ultima zi a lunii urmatoare celei de consum (modificata de la maximum 7 zile).

	2025
◼	Ordin ANRE nr. 6/2025 — Ordin privind aprobarea Regulamentului pentru acordarea licentelor si autorizatiilor in sectorul energiei electrice - se aproba Regulamentul pentru acordarea licentelor si autorizatiilor in sectorul energiei electrice (solicitarile privind acordarea/modificarea/suspendarea/retragerea licentelor si autorizatiilor depuse la ANRE si nefinalizate inainte de intrarea in vigoare a prezentului ordin se analizeaza in conformitate cu prevederile noului regulament).
◼	Ordin ANRE nr. 9/2025 — Ordin pentru modificarea Regulamentului privind clauzele si conditiile pentru partile responsabile cu echilibrarea, aprobat prin Ordinul presedintelui Autoritatii Nationale de Reglementare in Domeniul Energiei nr. 127/2021 se modifica Regulamentul privind clauzele si conditiile pentru partile responsabile cu echilibrarea respectiv se modifica formulele pentru determinarea - dezechilibrelor, termenele de transmitere a informatiilor intre operatorii economici, metodologia pentru calculul final al decontarii pietei de energie electrica.
◼	Ordin ANRE nr. 10/2025 — Ordin privind aprobarea contributiei pentru contracte pentru diferenta (CfD) - se aproba contributia pentru contracte pentru diferenta (CfD) in valoare totala de 0,000206 lei/kWh, exclusiv TVA; - ordinul intra in vigoare la data de 1 aprilie 2025.
◼	Ordin ANRE nr. 11/2025 — Ordin privind modificarea si completarea Ordinului presedintelui Autoritatii Nationale de Reglementare in Domeniul Energiei nr. 91/2022 pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea de ultima instanta a energiei electrice se modifica Regulamentul FUI (regulamentul stabileste procedura de desemnare de catre ANRE a furnizorilor de ultima instanta de energie electrica, - conditiile de desfasurare si de incetare a activitatii de furnizare de energie electrica in regim de ultima instanta, modul de stabilire a pretului aplicat de catre furnizorii de ultima instanta clientilor preluati, precum si procedura de preluare a locurilor de consum ale clientilor finali care nu au asigurata furnizarea energiei electrice din nicio alta sursa); - se modifica definitiile pentru: Lista nominalizare FUI - Lista care contine FUI nominalizat pentru fiecare luna din cadrul perioadei de rotatie, Perioada de rotatie - Perioada formata dintr-un numar de luni calendaristice consecutive egal cu numarul de FUI desemnati, in care fiecare FUI este nominalizat pentru o singura luna; - pentru fiecare perioada de rotatie ANRE publica Lista de nominalizare FUI prin care fiecarui FUI ii este alocata o luna calendaristica in care acesta are obligatia sa preia locurile de consum; lista de nominalizare FUI se publica de catre ANRE pe pagina proprie de internet cu cel putin 5 zile inainte de inceperea unei perioade de rotatie; in situatia in care, pe parcursul unei perioade de rotatie, ANRE desemneaza un FUI nou, acesta va fi inclus pe ultima pozitie din Lista de nominalizare; - se modifica prevederile privind facturarea consumului de energie electrica de catre FUI (in termen de maximum 10 zile lucratoare de la comunicarea dezechilibrelor determinate pe baza valorilor masurate si aprobate aferente unei luni calendaristice, FUI emite o factura pentru consumul de energie electrica realizat in luna respectiva); - se modifica prevederile contractului-cadru (clauzele din contractele de furnizare a energiei electrice incheiate in temeiul contractului-cadru de furnizare a energiei electrice la clientii finali preluati de catre furnizorul de ultima instanta aflate in derulare care sunt contrare prevederilor Contractului-cadru de furnizare a energiei electrice la clientii finali preluati de catre furnizorul de ultima instanta, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 91/2022 pentru aprobarea Regulamentului FUI cu modificarile si completarile aduse prin prezentul ordin, se modifica de drept de la data intrarii in vigoare a prezentului ordin, cu exceptia prevederilor referitoare la durata contractului); - in cazul clientilor finali noncasnici cu o putere de peste 1 MVA/loc de consum obligatia FUI de a asigura furnizarea energiei electrice in regim de UI este de 3 luni de la data preluarii (redusa de la 6 luni); oricand pe parcursul perioadei in care FUI asigura furnizarea energiei electrice in regim de UI, acesta poate transmite clientilor preluati oferte de furnizare - a energiei electrice in regim concurential; se modifica prevederile privind garantia financiara (clientul final poate inlatura obligatia de a constitui o garantie financiara prin plata lunara in avans); - - in toate situatiile de preluare a locurilor de consum, FA, FUI, OD si OTS au obligatia de a transmite prin POSF mesajele specifice corespunzatoare fiecarei actiuni; termenele care se aplica in procesul de schimbare a furnizorului vor fi cele prevazute in Ordinul ANRE nr. 3/2022 pentru aprobarea Regulamentului – POSF; - ordinul intra in vigoare la data de 1 aprilie 2025.
◼	Ordin ANRE nr. 12/2025 — Ordin privind preluarea de catre furnizorii de energie electrica a energiei electrice produse si livrate in reteaua electrica de prosumatorii care detin centrale electrice din surse regenerabile cu putere electrica instalata de cel mult 200 kW pe loc de consum si care beneficiaza de

		2025
		mecanismul de compensare cantitativa prevazut la art. 731 alin. (3) din Legea energiei electrice si a gazelor naturale nr. 123/2012, in perioada cuprinsa intre 1 aprilie-30 iunie 2025.
	◼	Ordin ANRE nr. 13/2025 – Ordin pentru modificarea si completarea Regulamentului privind furnizarea de ultima instanta a gazelor naturale, aprobat prin Ordinul presedintelui Autoritatii Nationale de Reglementare in Domeniul Energiei nr. 173/2020.
Sursa: Electrica

9.3. Anexa 3 – Lista tabelelor

TABEL 1: INFORMATII SOCIETATE 4
TABEL 2: REZULTATUL FINANCIAR CONSOLIDAT T1 2025 VS T1 2024 7
TABEL 3: FILIALE ELSA 21
TABEL 4: ENTITATILE ASOCIATE ELSA 21
TABEL 5: ALTE TITLURI IMOBILIZATE DETINUTE DE CATRE ELSA 21
TABEL 6: STRUCTURA ACTIONARIATULUI 29
TABEL 7: SITUATIA CONSOLIDATA A PROFITULUI SAU PIERDERII (MIL. RON) 31
TABEL 8: STRUCTURA CHELTUIELILOR CU ENERGIA ELECTRICA SI GAZE NATURALE ACHIZITIONATE (MIL. RON) 33
TABEL 9: POZITIA FINANCIARA (MIL. RON) 37
TABEL 10: NUMERAR SI ECHIVALENTE DE NUMERAR 39

9.4. Anexa 4 – Lista figurilor

24
25
26
27
30
32
34
35
35
36

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
ASF	Autoritatea de Supraveghere Financiara
ATR	Aviz Tehnic de Racordare
BAR	Baza Activelor Reglementate
BTA	Transfer de activitati ("Busines Transfer Agreement")
BVB	Bursa de Valori Bucuresti
CA	Consiliu de Administratie
CADP	Certificat de Atestare a Dreptului de Proprietate
CAPEX	Investitii
CfD	Contracte pentru diferenta
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
CRCI	Componente de retea complet integrate
CSR	Responsabilitate sociala corporativa ("Corporate Social Responsibility")
CV	Certificate Verzi
DEER	Distributie Energie Electrica Romania
DMS	Sistem de Management al Distributiei de energie electrica
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
EFSA	Electrica Furnizare SA
ELSA	Electrica SA
ERM	Managementul riscului intreprinderii ("Enterprise Risk Management")
EUR	Unitatea monetara de baza a mai multor state membre ale Uniunii Europene
FCA	Financial Conduct Authority – Regatul Unit
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 ("Initial Public Offering")
INT	Imbunatatirea Nivelului de Tensiune
ISE	Instalatii de stocare a energiei electrice
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
MACEE	Mecanism de Achizitie Centralizata de Energie Electrica
MGS	Marire Grad de Siguranta
MKP	Pozitie cheie de management
MT	Medie Tensiune
MVA	Mega Volt Amper
MWh	MegaWat ora
OD	Operator de distributie
OHSAS	Standard de sanatate si securitate in munca
OMFP	Ordinul Ministerului Finantelor Publice
OPCOM	Operatorul Pietei de Energie Electrica si de Gaze Naturale din Romania
OR	Operator de Retea
OUG	Ordonanta de Urgenta a Guvernului
OTS	Operator de transport si de sistem
P	Putere
PAM	Piata cu Amanuntul
PE	Piata de Echilibrare
PCCB (LE/NC)	Piata Centralizata pentru Contracte Bilaterale (Licitatie Extinsa/Negociere Continua)
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
PCB	Bifenili policlorurati
PCSU	Piata Centralizata pentru Serviciul Universal
PIB	Produs intern brut

PI-GN	Piata Intra-zilnica de Gaze Naturale
PP	Puncte procentuale
PPF-TL	Piata Produselor Flexibile pe Termen Mediu si Lung
PPB	Puncte procentuale de baza
PRE	Partea Responsabila cu Echilibrarea
PT	Post de Transformare
PTA	Post de Transformare Aerian
PZU	Piata pentru Ziua Urmatoare
PZU-GN	Piata pentru Ziua Urmatoare de Gaze Naturale
RED	Reteaua Electrica de Distributie
REMIT	Regulamentul (UE) nr 1227/2011 al Parlamentului European si al Consiliului privind integritatea si transparenta pietei
	angro de energie electrica
RET	Retea Electrica de Transport
RI	Relatia cu Investitorii
RON	Unitatea monetara a Romaniei
RRR	Rata Reglementata a Rentabilitatii
SAD	Sistem de Automatizare a Distributiei
SAPE	Societatea de Administrare a Participatiilor in Energie
SCADA	Supervisory Control And Data Acquisition
SDEE	Societatea de Distributie a Energiei Electrice
SDMN	Societatea de Distributie a Energiei Electrice Muntenia Nord SA
SDTN	Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Nord SA
SDTS	Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Sud SA
SED	Servicii Energetice Dobrogea SA
SEE	Spatiul Economic European
SEM	Servicii Energetice Muntenia SA
SEN	Sistemul Energetic National
SEO	Servicii Energetice Oltenia SA
TVA	Taxa pe Valoare Adaugata
TWh	TeraWat ora
UE	Uniunea Europeana
UI	Ultima Instanta
UM	Unitate de masura
USD	Dolar American
WFM	Workforce management

Nota: Cifrele prezentate in acest document sunt rotunjite pe baza metodei de rotunjire la cea mai apropiata valoare; ca rezultat, pot aparea diferente de rotunjire